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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G34/G32/G34/G32 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 11 de agosto de 2004 2.1.2. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos enel Artículo 126º del Reglamento 11, se determina a par- tir de una unidad turbogas como la alternativa más eco- nómica para abastecer el incremento de la demandadurante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de la Potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos deconexión) más sus costos fijos de operación y mante- nimiento anual. Se considera, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y elMargen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, apro- bados mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE pu- blicada el 25 de octubre de 2000. En la presente regulación, se procedió a actualizar todos los costos de la unidad de punta, considerando la información entregada por el COES-SINAC en el ESTU-DIO y en la ABSOLUCIÓN, así como las observaciones y sugerencias recibidas, y los resultados de estudios de consultores especializados. 2.2. Premisas y Resultados A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos mar-ginales y los precios básicos de potencia y energía. Final- mente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1. Previsión de Demanda El modelo que se empleó para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC. No obstante, se han tenido en cuenta lassiguientes diferencias: Modificación de la proyección de demanda de los sistemas de Pucallpa, Repartición, Talara y Tumbes. Modificación del valor de las ventas de energía y la tarifa, correspondientes al año 2003, en la serie históricautilizada en el modelo econométrico. Modificación de las pérdidas de distribución, sub- transmisión y transmisión para el período de proyec-ción. Modificación de la participación de ventas de distri- buidores en alta y muy alta tensión; y de la participaciónde ventas realizadas por los generadores. Modificación de la proyección de demanda de Southern Peru Copper Corporation para el año 2005. No se consideró la demanda de interconexión con el Ecuador. Con relación al PBI, el crecimiento previsto, para el período de estudio se consideró igual al propuesto por el COES-SINAC. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red detransmisión. La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivelde producción. Para su utilización en el modelo PERSEO es necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN. Cuadro Nº 2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Período 2004 - 2008 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2003 2 976 20 751 79,6% 2004 3010 21 355 81,0% 1,1% 2,9%2005 3 121 22 095 80,8% 3,7% 3,5%2006 3 203 22 731 81,0% 2,6% 2,9%2007 3 324 23 665 81,3% 3,8% 4,1% 2008 3 439 24 479 81,2% 3,5% 3,4%2.2.2. Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión esperado paraingresar al servicio dentro del período de análisis de 48 meses señalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellas factibles de entrar en operación, conside- rando las que se encuentran en construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entreotras. Se ha prestado atención especial al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado al re- conocimiento de costos de eficiencia y a la estructuraciónde los mismos, de manera que promuevan la eficiencia del sector. El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nº 2.2 y 2.3, respectivamente. Como se ha señalado, la configuración de este programaresulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años para el abas- tecimiento de la demanda de manera económica. 11Artículo 126º.- 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 elinciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientescriterios 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 deubicación. 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 Indisponi- bilidad 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 Actuali-zación 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 Co- nexión. 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 gene- ren 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, deacuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación delpresente artículo.