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Pág. 228392 NORMAS LEGALES Lima, domingo 18 de agosto de 2002 3.2.4 Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERG para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh. 3.2.5 Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de Potencia para la presente fija- ción se ha determinado a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad GT11N2 Alstom, tipo de unidad de punta propuesta por el COES-SINAC a la cual se le ha efectuado las correc- ciones necesarias como se indica más adelante. Como resultado de la revisión de los costos, factores y estimaciones involucrados, se tuvo lo siguiente: •Factores de Corrección de Potencia: (i) Se ha uti- lizado el factor de corrección de potencia por tem- peratura ambiente de 0,96, empleando para ello la información suministrada por el COES-SINAC; (ii) se excluyen los factores de corrección por en- vejecimiento o deterioro irreversible y por pérdi- das en el transformador. Como resultado se tiene que el factor de ubicación es igual a 1,065 y la potencia efectiva de la unidad con combustible diesel Nº 2 es de 109,37 MW. •Precio FOB del Turbogenerador: Se utiliza el va- lor tal como aparece en la publicación "Gas Turbi- ne World 2001-2002 Handbook" (US$ 24 100 000). •Costo Fijo de Operación y Mantenimiento de la Turbina: Se utiliza el procedimiento empleado por el COES-SINAC en su Estudio Técnico-Económi- co utilizando una proyección lineal de los costos tomando como referencia los valores informados por el COES-SINAC. El valor resultante es 912 432 US$/año. •Precio del Transformador de la Subestación Eléc- trica: Se ha empleado el costo total de la subes- tación utilizado por el OSINERG en regulaciones anteriores, el cual se basa en un diseño que res- ponde a una ingeniería conceptual y cuyas ca- racterísticas y costos no están relacionados con una unidad especifica, salvo la correspondiente a la capacidad. •Adicionalmente a estas correcciones correspon- dió incorporar el efecto de la variación de la tasa arancelaria para la importación de turbinas a gas que fuera modificada con posterioridad a la pre- paración del estudio Técnico-Económico presen- tado por el COES-SINAC para la regulación tari- faria de mayo 2002. El Cuadro Nº 3.9 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Potencia. Cuadro Nº 3.9 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Personal Otros Total 1 Costo Total: Millón US$ 33,565 1,695 35,259 2 Millón US$/Año 4,494 0,210 0,462 0,912 6,078 3 Sin FIM : US$/kW-año 41,09 1,92 4,22 8,34 55,58 4 Con FIM : US$/kW-año 50,28 2,35 5,17 10,21 68,01 Acumulado : US$/kW-año 50,28 52,63 57,80 68,01 Notas: 1. Costo de una unidad de 114,2 MW (ISO-Diesel 2) con su respectiva Conexión al Sistema. 2. Anualidad de la inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el generador. Tasa de actualización de 12%. 3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Lima, sin incluir FIM. La Potencia efectiva en Lima es 96% de la Potencia ISO. 4. Costo anual incluyendo los FIM del sistema (1,2238). (*) Los Costos Fijos incluyen los costos típicos de Personal, Operación y Manteni- miento de la unidad de punta en un año. FIM. Factores de indisponibilidad de la unidad de punta y del margen de reserva firme objetivo del sistema3.2.6 Precio Básico de la Energía En la determinación del Precio Básico de la Energía se ha corregido el programa de mantenimiento de la central Cañón del Pato propuesto por el COES-SI- NAC por haberse identificado un programa de man- tenimiento inapropiado. Este programa intenta representar el efecto de los sólidos en suspensión sobre el costo del manteni- miento, retirando las unidades para mantenimiento de tal forma que se ocasione un incremento de los precios que contribuya a pagar dichos costos. La corrección efectuada representa el fenómeno del costo ocasionado por los sólidos en suspensión sin que sea necesario alterar los programas de manteni- miento regulares de la planta. El Cuadro Nº 3.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SEIN para los próximos 48 meses. Cuadro Nº 3.10 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA Barra Santa Rosa 220 kV (US$/MWh) Año Mes Punta F.Punta Total P/FP 2002 Mayo 36,24 24,87 27,14 1,46 Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 2002 Mayo 19,96% 80,04% 4.Cargos por Transmisión en el SPT 4.1Sistema Principal de Transmisión El Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Este sistema, redefinido a inicios de 2001, no necesariamente forma una red conti- nua. Por un lado, se tienen gran parte de las re- des del sistema costero en 220 kV, que se extien- de desde Lima hasta Talara. Por otro lado, com- prende la línea de transmisión Mantaro - Socaba- ya en 220 kV, junto con las líneas Tintaya - Azán- garo y Cerro Verde - Mollendo, ambas en 138 kV, las líneas Socabaya - Montalvo, Montalvo - Tacna y Montalvo - Puno, en 220 kV. Asimismo, com- prende las líneas Tingo María - Huánuco - Parags- ha II en 138 kV y la línea Vizcarra - Paramonga Nueva en 220 kV. 4.1.1 Instalaciones que se incorporan al SPT Las siguientes instalaciones que han sido califica- das por el MEM como parte del Sistema Principal de transmisión del SEIN, pasan a incorporarse durante el presente período tarifario: •La L.T. 138 kV Paragsha II - Huánuco (L-120) a partir del mes de mayo de 2002; de acuerdo con la Resolución Ministerial Nº 085-2001-EM/ VME del 21 de febrero de 2001 (publicada en el Diario Oficial El Peruano el 02.03.2001). •La L.T. 220 kV Pachachaca - Oroya - Carhuama- yo - Paragsha - Vizcarra (L-224, L-2259, L-2258, L-2254) a partir de su entrada en operación co- mercial prevista para el último semestre del año 2002; de acuerdo con la Resolución Ministerial Nº 432-2000-EM/VME del 16 de noviembre del año 2000 (publicada en el Diario Oficial El Perua- no el 25.11.2000). Por consiguiente, durante el presente período de re- gulación, las instalaciones que se muestran en el Cuadro Nº 4.1 pasarán a formar parte del Sistema Principal de Transmisión: