TEXTO PAGINA: 30
Pág. 212068 NORMAS LEGALES Lima, martes 30 de octubre de 2001 3.1.2 Precio Básico de la Potencia El precio básico de la potencia, cuyos criterios y procedimientos están definidos en el Artículo 126º del Reglamento6, se determinó a partir de la revisión y actualización de un estudio realizado por el OSI- NERG, el cual considera una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incre- mento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, se considera asimismo los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolu- ción Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2 Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios bási- cos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1 Previsión de Demanda Se han corregido las previsiones de demanda pro- puestas por el COES-SINAC. El año 2000 fue elegido como año de demanda base. El modelo empleado para efectuar el pronóstico de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, pero al cual se le ha corregido el dato de ventas correspondiente al año 2000 con la última información disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta de Regulación Tari- faria del OSINERG (OSINERG-GART), así como las pérdidas en distribución reconocidas y esperadas para los próximos cuatro años. Del mismo modo, las pérdidas en distribución se han corregido para tomar en cuenta que la energía vendida al mercado libre por los generadores en los niveles de alta y muy alta tensión no transita por las redes de distribución. El crecimiento del PBI previsto para el período de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES- SINAC. Aunque estos valores de crecimiento del PBI no son exactamente iguales a los previstos por OSINERG- GART, la diferencia se encuentra dentro del nivel de incertidumbre de este tipo de pronósticos y resulta innecesario efectuar correcciones que no son significati- vas. La demanda de los proyectos mineros se ha manteni- do de acuerdo a la propuesta del COES-SINAC con la excepción de la demanda de Cerro Lindo y Quellaveco que se han postergado en un año respecto a la propuesta del COES-SINAC. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión. La demanda considerada para el SINAC se resume en el Cuadro Nº 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO debe ser desagregada por barras. Cuadro Nº 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2001 - 2005 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2000 2 623 17 634 76,7% 2001 2 746 18 191 75,6% 4,7% 3,2% 2002 2 901 19 615 77,2% 5,7% 7,8% 2003 3 030 20 552 77,4% 4,4% 4,8% 2004 3 151 21 375 77,4% 4,0% 4,0% 2005 3 329 22 592 77,5% 5,7% 5,7% 3.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generación y transmisión en el SINAC empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nºs. 3.2 y 3.3, respectivamente.La configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica. Cuadro Nº 3.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2001 - 2005 FECHA DE PROYECTO INGRESO Dic. 2001 Turbina a Carbón C.T. Ilo 2 - Unidad 1 : Reingreso (141,5 MW) Ago. 2002 C.H. Huanchor (18 MW) Oct. 2002 C.T. Pucallpa : Ingreso al SEIN (47,4 MW) Ene. 2004 C.H. Poechos (16 MW) Ene. 2004 C.H. Poechos (20 MW) Jul. 2003 C.H. Yuncán : Unidad 1 (43,33 MW) Oct. 2003 C.H. Yuncán : Unidad 2 (43,33 MW) Ene. 2004 C.H. Yuncán : Unidad 3 (43,33 MW) Abr. 2004 TGN 2 x 150 MW (Gas de Camisea) Jul. 2004 C.H. Yuncán : Conclusión obras del Sistema Uchuhuerta Nov. 2004 C.H. Huanza (86 MW) Ene. 2005 C.H. Tarucani : Primera Etapa (49 MW) Mar. 2005 C.H. Marañón (90 MW) Notas : C.H. :Central Hidroeléctrica. C.T. :Central Termoeléctrica. TGN :Turbina de Gas operando con Gas Natural. 6Artículo 126 º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos: a)Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia: I)Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar; II)Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III)El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que antece- den; IV)El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V)Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI)El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b)Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I)La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. II)El monto de la Inversión será determinado considerando: 1)El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2)El costo de instalación y conexión al sistema. III)Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. c)La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.