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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G36 /G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F Lima, viernes 28 de noviembre de 2003 - Se determina el Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) a partir del precio FOB del suministro importado de la conexión eléctrica. - Se calcula la Anualidad de la Inversión de la unidad de punta (aINV) como la suma de la Anualidad de la Inversión de la Central Termo-eléctrica (aCTI CT) más la Anualidad de la In- versión de la Conexión Eléctrica (aCTICE), di- vidida entre la capacidad estándar de la uni-dad de punta. •Determinación del Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar: - Se determinan los Costos Fijos de Personal y Otros (CFPyO). - Se determinan los Costos Fijos de Operación y Mantenimiento (CFOyM). - Se calcula Costo Fijo anual de Operación y Man- tenimiento estándar (CFaOyMe) como la suma de los Costos Fijos de Personal y Otros (CFP-yO) y los Costos Fijos de Operación y Manteni- miento (CFOyM), dividida entre la capacidad estándar de la unidad de punta. •Determinación del Costo de Capacidad por Unidad de Potencia: - Se calcula el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar (CCUPS) como la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimien-to. - Se determina la Potencia Efectiva de la unidad de punta (P EF) tomando en cuenta el tipo de las condiciones de la ubicación. - Se determina el Factor de Ubicación como el cociente de la capacidad estándar (CEISO) entre la potencia efectiva de la unidad de punta (PEF). - Se calcula el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva (CCUPE) como el Costo deCapacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. •Determinación del Precio de la Potencia de Punta: - Se determina el Precio Básico de la Potencia (PBP) como el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva (CCUPE) multiplicado porlos factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad (TIF) y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema(MRFO), los mismos que son fijados por el OSI- NERG cada 4 años. - Se determina el Precio de la Potencia de Pun- ta (PPM) en cada barra del sistema como el producto del Precio Básico de la Potencia porel Factor de Pérdidas de Potencia correspon- diente.- Se determina la Fórmula de Actualización del Precio de la Potencia de Punta. Para la revisión del procedimiento se deberá tomar en cuenta la ocurrencia de una de las siguientes condicio- nes: o Cuando se requiera que la selección del tipo de unidad sea revisada debido a que la operación en la punta se efectúe con un combustible más económico. o En caso se descontinúe la publicación de la re- vista especializada “Gas Turbine World Hand-book” y se requiera, en consecuencia, tomar otra referencia para la capacidad estándar y costo FOB de la unidad de punta. o Cuando se presente una variación significativa de la distribución de cargas en el Sistema Inter-conectado Nacional que amerite una revisión de la ubicación de la unidad de punta y se determi- ne su ubicación fuera de la ciudad de Lima. o Cuando el costo específico FOB del módulo de generación (definido como el cociente resultan-te de la división del costo FOB del módulo de generación “FOB TG” entre la capacidad están- dar de la unidad de punta “CEISO”) obtenido sufra variaciones mayores al ±15% respecto al valor resultante en el último estudio realizado. o Cuando al aplicar la Fórmula de Actualización del Precio de la Potencia de Punta exista una variación mayor al ±15% respecto al valor resul-tante en el último estudio realizado. o Cuando una modificación en las disposiciones del Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas implique necesariamente la revisión del procedimiento. 1. Introducción La Ley de Concesiones Eléctricas 1 en su Artículo 47° y su Reglamento en el Artículo 126° establecen que laComisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG) debe fijar los procedimientos para determinar la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta y el Precio Básico dela Potencia a que se refiere el Artículo 47° de la Ley. El presente informe contiene la propuesta del procedi- miento que el OSINERG ha elaborado para determinar la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta y el 1En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley N° 25844) y a su Reglamento (Decreto Supremo N° 009-93-EM) respectivamente.Moneda extranjera Moneda nacional Moneda extranjera Moneda nacional CONEXIÓN A LA RED Precio FOB FOB CE 100.00% Transporte y Seguro Marítimo (sobre FOB CE) 4.00% Precio CIF 104.00% Aranceles Ad-Valorem 7.28% Supervisión Im portación (aplicable mientras se exi ja por ley) 1.00% Gastos de Desaduana je 0.83% Transporte Local 1.59% Obras Civiles 2.12% Ingeniería, Monta je, Pruebas y puesta en servicio 10.42% Supervisión (sobre SUM+MON+OCC+TRANSP ) 3.42% Gastos Generales - Utilidad Contratista (MON+OCC+TRANSP ) 1.41% Sub-Total 104.00% 28.07% Intereses Durante la Construcción 4.75% 1.28% CTICE TOTAL 108.75% 29.35%COSTO TOTAL DE INVERSI ÓN DE LA CONEXI ÓN ELECTRICA %FOB DE LA CONEXIÓN ELECTRICA Valor en miles de US $