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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G35 /G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F Lima, viernes 28 de noviembre de 2003 Resumen Ejecutivo El presente informe contiene el procedimiento para de- terminar la Anualidad de la Inversión de la Unidad dePunta y el Precio Básico de la Potencia, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. En su elaboración se ha tomado en cuenta lo siguiente: /G71Una metodología de determinación del Precio Básico de la Potencia que reconozca los fundamentos con- ceptuales que le dan origen. /G71El apego a la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento sin perjuicio de llamar la atención sobre eventuales cambios al Reglamento que fueran nece-sarios de ser apropiado. /G71La Estabilidad en las reglas de juego, tratando de hacer lo más objetivo posible los mecanismos de cálculo del Precio Básico de la Potencia. /G71La simplificación de los procedimientos de cálculo del Precio Básico de la Potencia, en la medida que se respeten los principios que determinan su valor yque se contribuya a la estabilidad y solidez de la se- ñal de precio de potencia. Las bases para el desarrollo de la propuesta de procedi- miento son las siguientes: /G76La unidad de punta es una unidad de referencia cuyo objetivo, para fines metodológicos, es susti-tuir fallas en el sistema. /G76El tipo de generación más económico para sustituir falla o cubrir punta en un sistema de la magnitud del SEIN es una turbina a gas de ciclo simple. /G76El procedimiento para determinar los cargos por potencia debe ser simple. No se requiere conocer la situación actual o anterior del sistema para deter-minar la unidad de referencia. La unidad de punta o unidad de referencia no tiene relación con la opera- ción real del sistema al provenir de un modelo con-ceptual. /G76El rango de capacidad de la unidad de punta debe encontrarse relacionado con la máxima demanda del sistema. /G76La ubicación de la unidad de punta corresponde a una de las subestaciones de la ciudad de Lima, conectada al sistema en 220 kV, sin considerar lí-nea de transmisión. /G76Los componentes del costo de inversión deben ser determinados de manera sencilla, como un porcen- taje del costo FOB del suministro importado o como un valor absoluto. La metodología para determinar el Precio Básico de la Potencia se ciñe estrictamente a lo establecido en elArtículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas y elArtículo 126° de su Reglamento. La metodología a se- guir es la siguiente: •Se determina el tipo de unidad generadora más eco- nómica para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistema eléctrico. •Se determina la Anualidad de la Inversión de la cen- tral y de la conexión eléctrica. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar. •Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribu- ción de los costos comunes entre todas las unida-des de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar. •Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar como la suma de los costos uni-tarios estándares de la Anualidad de la Inversión más el Costo Fijo anual de Operación y Manteni- miento estándar. •Se determina la potencia efectiva de la unidad y el factor de ubicación. •Se determina el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva como el Costo de Capacidad por uni- dad de potencia estándar por el factor de ubicación. •Se determina el Precio Básico de la Potencia como el producto del Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva y los factores que toman en cuen- ta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema. El procedimiento para la determinación del Precio Básico de la Potencia corresponde a la metodología señalada anteriormente y comprende esencialmente lo siguiente: •Selección de la Unidad de Punta: - Se define el tipo de unidad generadora como una turbina a gas. - Se determina la Capacidad Estándar de la uni- dad de punta (CE ISO) y se establecen sus lími- tes; se determina el Número de Unidades Re- queridas (NUR) de acuerdo a condiciones que se precisan en el procedimiento. - Se considera que la unidad de punta está ubica- da en la ciudad de Lima, conectada al sistema en 220 kV. •Determinación de la Anualidad de los Costos de Inversión: - Se determina el Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) a partir del costo FOB del suministro del módulo de generación. Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional TURBOGENERADOR (1) Precio FOB FOB TG 100.00% Costos financieros de repuestos 0.29% Sub-Total FOB 100.29% Transporte y Seguro Marítimo 1.20% Precio CIF 101.49% Aranceles Ad-Valorem 7.10% Supervisión Im portación (aplicable mientras se exi ja por ley) 1.00% Gastos de Desaduanaje 0.81% Transporte Local 0.21% Obras Civiles 2.79% Suministro Local Sistema Combustible 3.46% Suministro Local Sistema Contra Incendio 0.55% Suministro local de materiales eléctricos 0.36% Montaje Electromecánico 2.86%Pruebas y Puesta en Marcha 0.50% Supervisión 680.10 Gastos Generales - Utilidad Contratista Local 1.02% Sub-Total 101.49% 20.66% Intereses Durante la Construcción 4.64% 1.07% CTICT TOTAL 106.13% 21.73% 0.00 680.10COSTO TOTAL DE INVERSI ÓN DE LA CENTRAL TERMOEL ÉCTRICA %FOB MODULO DE GENERACION Valor en miles de US $