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Pág. 228386 NORMAS LEGALES Lima, domingo 18 de agosto de 2002 3.1.2 Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y pro- cedimientos están definidos en el Artículo 126º del Reglamento13, se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de la Potencia corresponde a la anualidad de la in- versión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y man- tenimiento anual, se considera asimismo los facto- res por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la uni- dad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sis- tema, aprobados mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el cos- to de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los Precios Básicos de la Poten- cia y la Energía. Finalmente, se presenta la integra- ción de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1 Previsión de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, al cual se le ha corregido lo siguiente: •Los datos de ventas correspondientes a los años 2000 y 2001, la tarifa promedio del año 2001 así como un ajuste menor de otros parámetros del modelo de demanda, de acuerdo con la última información disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSI- NERG (OSINERG-GART); •Las pérdidas en distribución reconocidas y espe- radas para los próximos cuatro años; •La demanda de proyectos considerando la docu- mentación presentada por los responsables de cada proyecto. El crecimiento del PBI previsto para el período de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES- SINAC. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdi- das por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión. La demanda considerada para el SEIN 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 Período 2002 - 2006 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2001 2 793 18 463 75,5% 2002 2 900 19 421 76,5% 3,8% 5,2% 2003 2 999 20 492 78,0% 3,4% 5,5% 2004 3 097 21 165 78,0% 3,3% 3,3% 2005 3 262 22 265 77,9% 5,3% 5,2% 2006 3 408 23 270 77,9% 4,5% 4,5% 3.2.2 Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión esperado para ingresar al servicio dentro del período de análi- sis de 48 meses señalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se ha teni- do en cuenta aquellas factibles de entrar en ope- ración, considerando las que se encuentran en construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entre otras. Se ha prestado atención especial al mantenimiento delequilibrio entre la oferta y la demanda orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de los mismos de manera que pro- muevan la eficiencia del sector. El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN empleado para la presente fijación tarifa- ria se muestra en los Cuadros Nº 3.2 y 3.3 , respecti- vamente. Como se ha señalado, la configuración de este programa resulta de considerar el plan más pro- bable de entrar en servicio durante los próximos cua- tro años para el abastecimiento de la demanda de manera económica. Cuadro Nº 3.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2002 - 2006 FECHA DE PROYECTO INGRESO Ago. 2002 C.H. Huanchor (18 MW) Ago. 2002 C.T. Pucallpa : Ingreso al SEIN (47,4 MW) Jul. 2004 C.H. Poechos (16 MW) Abr. 2004 C.H. Yuncán : Unidad 1 (43,33 MW) Ago. 2004 TGN 2 x 150 MW (Gas de Camisea) Jul. 2004 C.H. Yuncán : Unidad 2 (43,33 MW) Oct. 2004 C.H. Yuncán : Unidad 3 (43,33 MW) Oct. 2004 C.H. Yuncán : Conclusión obras del Sistema Uchuhuerta May. 2005 C.H. Huanza (86 MW) Notas : C.H. : Central Hidroeléctrica. C.T. : Central Termoeléctrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural. 13 Artículo 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 están- dar; II)Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento es- tándar, considerando la distribución de los costos comunes entre to- das 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 Inver- sión más la Operación 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 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 Indisponibi- lidad 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 nume- ral 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 (equi- valente 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 pre- sente artículo.