Norma Legal Oficial del día 30 de octubre del año 2001 (30/10/2001)
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TEXTO DE LA PÁGINA 30
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NORMAS LEGALES
MORDAZA, martes 30 de octubre de 2001
3.1.2 Precio Basico de la Potencia El precio basico de la potencia, cuyos criterios y procedimientos estan definidos en el Articulo 126º del Reglamento 6 , se determino a partir de la revision y actualizacion de un estudio realizado por el OSINERG, el cual considera una unidad turbogas como la alternativa mas economica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de MORDAZA demanda anual. El precio basico corresponde a la anualidad de la inversion en la planta de punta (incluidos los costos de conexion) mas sus costos fijos de operacion 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 Resolucion Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2 Premisas y Resultados A continuacion se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operacion y el costo de racionamiento utilizados para el calculo de los costos marginales y los precios basicos de potencia y energia. Finalmente, se presenta la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1 Prevision de Demanda Se han corregido las previsiones de demanda propuestas por el COES-SINAC. El ano 2000 fue elegido como ano de demanda base. El modelo empleado para efectuar el pronostico de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, pero al cual se le ha corregido el MORDAZA de ventas correspondiente al ano 2000 con la MORDAZA informacion disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria del OSINERG (OSINERG-GART), asi como las perdidas en distribucion reconocidas y esperadas para los proximos cuatro anos. Del mismo modo, las perdidas en distribucion se han corregido para tomar en cuenta que la energia vendida al MORDAZA libre por los generadores en los niveles de alta y muy alta tension no transita por las redes de distribucion. El crecimiento del PBI previsto para el periodo de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COESSINAC. Aunque estos valores de crecimiento del PBI no son exactamente iguales a los previstos por OSINERGGART, la diferencia se encuentra dentro del nivel de incertidumbre de este MORDAZA de pronosticos y resulta innecesario efectuar correcciones que no son significativas. La demanda de los proyectos mineros se ha mantenido de acuerdo a la propuesta del COES-SINAC con la excepcion de la demanda de Cerro MORDAZA y Quellaveco que se han postergado en un ano respecto a la propuesta del COES-SINAC. Al consumo de energia se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmision. La demanda considerada para el SINAC se resume en el Cuadro Nº 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de produccion. Para su utilizacion en el modelo MORDAZA debe ser desagregada por barras. Cuadro Nº 3.1
PROYECCION DE LA DEMANDA 2001 - 2005
Ano 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Max. Demanda Consumo Anual MW GWh 2 623 17 634 2 746 18 191 2 901 19 615 3 030 20 552 3 151 21 375 3 329 22 592 F.C. % 76,7% 75,6% 77,2% 77,4% 77,4% 77,5% Tasa de Crecimiento Potencia Energia 4,7% 5,7% 4,4% 4,0% 5,7% 3,2% 7,8% 4,8% 4,0% 5,7%
La configuracion de este programa resulta de considerar el plan mas probable de entrar en servicio durante los proximos cuatro anos, para abastecer la demanda de manera economica. Cuadro Nº 3.2
PROYECTOS DE GENERACION Periodo 2001 - 2005
FECHA DE INGRESO Dic. 2001 Ago. 2002 Oct. 2002 Ene. 2004 Ene. 2004 Jul. 2003 Oct. 2003 Ene. 2004 Abr. 2004 Jul. 2004 Nov. 2004 Ene. 2005 Mar. 2005 PROYECTO Turbina a Carbon C.T. Ilo 2 - Unidad 1 : Reingreso (141,5 MW) C.H. Huanchor (18 MW) C.T. Pucallpa : Ingreso al MORDAZA (47,4 MW) C.H. Poechos (16 MW) C.H. Poechos (20 MW) C.H. Yuncan : Unidad 1 (43,33 MW) C.H. Yuncan : Unidad 2 (43,33 MW) C.H. Yuncan : Unidad 3 (43,33 MW) TGN 2 x 150 MW (Gas de Camisea) C.H. Yuncan : Conclusion obras del Sistema Uchuhuerta C.H. Huanza (86 MW) C.H. Tarucani : Primera Etapa (49 MW) C.H. Maranon (90 MW)
Notas : C.H. : Central Hidroelectrica. C.T. : Central Termoelectrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural.
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Articulo 126º.- La Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, asi como el Precio Basico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Articulo 47º de la Ley, seran determinados segun los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Basico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente articulo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estandar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar, considerando la distribucion de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estandar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar, es igual a la suma de los costos unitarios estandares de la Anualidad de la Inversion mas la Operacion y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar por el factor de ubicacion. El factor de ubicacion es igual al cociente de la potencia estandar 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 Basico 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 Inversion: I) La Anualidad de la Inversion es igual al producto de la Inversion por el factor de recuperacion de capital obtenido con la Tasa de Actualizacion fijada en el Articulo 79º de la Ley, y una MORDAZA util de 20 anos para el equipo de Generacion y de 30 anos para el equipo de Conexion. II) El monto de la Inversion sera determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importacion que les MORDAZA aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalacion y conexion al sistema. III) Para el calculo se consideraran los tributos aplicables que no generen credito fiscal. c) La Comision fijara cada 4 anos 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 economica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comision fijara los procedimientos necesarios para la aplicacion del presente articulo.
3.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generacion y transmision en el SINAC empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en los MORDAZA Nºs. 3.2 y 3.3, respectivamente.