Norma Legal Oficial del día 17 de enero del año 2004 (17/01/2004)
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TEXTO DE LA PÁGINA 57
MORDAZA, sabado 17 de enero de 2004 Cuadro Nº 2.8
COSTOS VARIABLES DE OPERACION
Central Consumo Costo del Especifico Combustible
NORMAS LEGALES
Pag. 259955
2.2.6. Precio Basico de la Potencia El Precio Basico de Potencia para la presente fijacion se ha determinado aplicando la formula de actualizacion establecida en la Resolucion OSINERG Nº 057-2003-OS/ CD, considerando los valores del Indice de Precios al por Mayor, y el MORDAZA de Cambio a setiembre de 2003. El Cuadro Nº 2.10 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinacion del Precio Basico de la Potencia. La correspondiente actualizacion de precios a setiembre de 2003 se muestra en el Cuadro Nº 2.11. Cuadro Nº 2.10
PRECIO BASICO DE LA POTENCIA (Ubicacion : MORDAZA 220 kV) US$/kW-ano
Costos Fijos (*) Generador 1 2 3 4 Costo Total: Millon US$ Millon US$/Ano Sin FIM : US$/kW-ano Con FIM : US$/kW-ano Acumulado : US$/kW-ano 33,565 4,494 41,86 51,22 51,22 Conexion 1,695 0,210 1,96 2,40 53,62 Personal 0,462 4,30 5,27 58,89 Otros 0,764 7,12 8,71 67,60 Total 35,259 5,930 55,24 67,60
CVC CVNC US$/MWh US$/MWh
CVT US$/MWh
Turbo Gas Diesel Malacas 1 Turbo Gas Natural Malacas 2 Turbo Gas Natural Malacas 3 Turbo Gas Natural Malacas 4 A Turbo Gas Natural Malacas 4 B Grupos Diesel de Verdun Turbo Gas de Chimbote Turbo Gas de MORDAZA Turbo Gas de MORDAZA Grupos Diesel de MORDAZA Grupos Diesel de Chiclayo Grupos Diesel de Sullana Grupos Diesel de Paita Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Grupo Diesel Pacasmayo Man Turbo Gas MORDAZA MORDAZA UTI Turbo Gas MORDAZA MORDAZA WTG Turbo Gas Ventanilla 3 (D2) Turbo Gas Ventanilla 4 (D2) Turbo Vapor de Trupal Turbo Vapor de Shougesa G. Diesel Shougesa Turbo Gas Natural Aguaytia TG-1 Turbo Gas Natural Aguaytia TG-2 G. Diesel Tumbes Nueva 1 G. Diesel Tumbes Nueva 2 G. Diesel Pucallpa Wartsila Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCS) Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCC) Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCS) Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 MORDAZA GD N° 1 al N° 8 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Chilina Ciclo Combinado Chilina TV Nº 2 Chilina TV Nº 3 Mollendo I GD Mollendo II TG MORDAZA GD Calana GD Ilo 1 TV Nº 2 Ilo 1 TV Nº 3 Ilo 1 TV Nº 4 Ilo 1 TG Nº 1 Ilo 1 TG Nº 2 Ilo 1 GD Nº 1 Ilo 2 TV Carbon Nº 1 NOTAS :
0,360 15,693 15,552 12,052 13,066 0,245 0,344 0,336 0,334 0,215 0,233 0,239 0,253 0,258 0,226 0,295 0,263 0,237 0,236 0,455 0,310 0,209 11,348 11,463 0,202 0,197 0,203 10,555 7,143 10,511 0,239 0,234 0,233 0,221 0,217 0,279 0,363 0,345 0,216 0,275 0,242 0,203 4,064 0,289 0,247 0,292 0,252 0,215 0,365
503,4 2,049 2,049 2,049 2,049 503,425 311,3 309,2 306,7 306,7 309,3 305,5 307,7 202,3 218,8 313,1 313,1 312,9 312,9 199,4 201,753 323,281 0,927 0,927 199,7 199,735 243,451 1,746 1,746 1,746 335,7 329,9 330,6 329,1 207,8 313,1 196,1 196,1 192,0 309,3 318,5 204,5 0,0 191,6 174,2 322,6 322,6 322,6 42,0
181,23 32,16 31,87 24,69 26,77 123,34 107,09 103,90 102,43 65,93 72,07 73,01 77,85 52,19 49,45 92,35 82,33 74,17 73,85 90,74 62,54 67,57 10,52 10,62 40,35 39,35 49,42 18,43 12,47 18,35 80,24 77,19 77,02 72,74 45,08 87,34 71,17 67,64 41,47 85,05 77,09 41,51 0,00 55,37 43,02 94,20 81,30 69,36 15,31
4,00 4,00 4,00 3,13 21,60 7,37 2,70 2,70 2,70 7,11 7,04 7,30 7,54 7,04 7,04 7,07 4,10 4,00 4,00 8,00 2,00 7,11 3,03 3,03 7,00 7,00 3,28 3,35 2,50 3,35 4,80 10,14 9,56 9,27 6,75 3,58 4,53 4,22 13,83 2,56 6,14 4,91 1,08 1,14 1,08 2,57 6,39 13,36 1,00
185,23 36,16 35,87 27,83 48,38 130,71 109,79 106,60 105,13 73,04 79,11 80,31 85,39 59,23 56,49 99,42 86,43 78,17 77,85 98,74 64,54 74,68 13,55 13,65 47,35 46,35 52,70 21,78 14,97 21,70 85,04 87,33 86,58 82,01 51,83 90,92 75,70 71,86 55,30 87,61 83,22 46,42 1,08 56,51 44,10 96,77 87,69 82,72 16,31
Notas:
1. Costo de una unidad de 114,22 MW (ISO-Diesel 2) con su respectiva Conexion al Sistema. 2. Anualidad de la inversion considerando MORDAZA util de 30 anos para la conexion y 20 anos para el generador. Tasa de actualizacion de 12%. 3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en MORDAZA, sin incluir FIM. La Potencia efectiva en MORDAZA es 94% de la Potencia ISO. 4. Costo anual incluyendo los FIM del sistema (1,2238). (*) Los Costos Fijos incluyen los costos tipicos de Personal, Operacion y Mantenimiento de la unidad de punta en un ano. FIM. Factores de indisponibilidad de la unidad de punta y del margen de reserva firme objetivo del sistema
Cuadro Nº 2.11
SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
PRECIO BASICO DE LA POTENCIA DE PUNTA
(Ubicacion : MORDAZA 220 kV) S/./kW-mes Actualizacion del Precio de Potencia de Punta: PPM = PPM0 * { a * ( TC / TCo ) * ( 1,0 + TA ) / ( 1,0 + TAo ) + b * ( IPM / IPMo ) } Precio Potencia Inicial Fijacion Nov. 2002 a b 0,771 0,229 PPM0 18,82 Tasa Arancelaria Indice de Precios TAo TA IPMo IPM 7% 7% 156,113192 155,923529 PPM 18,85
MORDAZA de Cambio TCo TC 3,475 3,483
Precio Potencia de Punta - Fijacion Noviembre 2003
Donde : PPM0 = Precio de Potencia de Punta fijado en MORDAZA de 2003, basado en la revision del estudio realizado para la Fijacion Noviembre 2002, en S/./kW-mes. PPM = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes. a , b = Factores determinados en la Fijacion Noviembre 2002, Resolucion OSINERG N° 1458-2002-OS/CD. FTC = Factor por variacion del MORDAZA de Cambio. FTA = Factor por variacion de la Tasa Arancelaria. FPM = Factor por variacion de los Precios al Por Mayor. TCo = MORDAZA de Cambio inicial igual a S/. 3,475 por US$ Dolar. TC = MORDAZA de Cambio vigente al ultimo dia del mes de setiembre de 2003. TAo = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%. TA = Tasa Arancelaria vigente al ultimo dia del mes de setiembre de 2003. IPMo = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 156,113192. IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al ultimo dia del mes de setiembre de 2003.
Consumo Especifico: Combustibles Liquidos = Ton/MWh; Gas Natural = MMBtu/MWh. Costo del Combustible: Combustibles Liquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/MMBtu.
2.2.4. Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERG para la anterior fijacion de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh. 2.2.5. Precio Basico de la Energia El Cuadro Nº 2.9 presenta el Precio Basico de la Energia en la MORDAZA base MORDAZA, el cual se determino a partir de la optimizacion y simulacion de la operacion del MORDAZA para los proximos 48 meses. Cuadro Nº 2.9
2.2.7. Factores de Perdidas Marginales Los factores de perdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energia a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el despacho economico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de perdidas marginales de energia se ha utilizado el modelo MORDAZA que permite una ponderacion apropiada de los factores de perdidas determinados para las diferentes situaciones hidrologicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema. Para el caso de los factores de perdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de MORDAZA demanda del sistema utilizando un flujo de carga en corriente alterna; sin embargo, debe tenerse en cuenta que para este caso el despacho de las unidades debe considerar apropiadamente la seguridad del sistema. Los resultados de los factores de perdidas se presentan en el Cuadro Nº 2.12.
PRECIO BASICO DE LA ENERGIA
MORDAZA MORDAZA MORDAZA 220 kV (US$/MWh) Ano 2003 Mes Noviembre Punta 31,88 F.Punta 21,73 Total 23,76 P/FP 1,47
Ano 2003
Participacion de la Energia Mes Punta F.Punta Noviembre 20,06% 79,94%