Norma Legal Oficial del día 29 de agosto del año 2005 (29/08/2005)
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TEXTO DE LA PÁGINA 23
MORDAZA, lunes 29 de agosto de 2005
NORMAS LEGALES
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y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en el MORDAZA del modelo consignado en la pagina web del OSINERG: www.osinerg.gob.pe. 2.1.2. Precio Basico de la Potencia El Precio Basico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de calculo se encuentran definidos en el Articulo 126º del Reglamento13, se determino a partir de una unidad turbogas como la alternativa mas economica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de MORDAZA demanda anual. El Precio Basico de Potencia corresponde a la anualidad de la inversion en la unidad de punta (incluidos los costos de conexion) mas sus costos fijos de operacion y mantenimiento anual, conforme al "Procedimiento para la Determinacion del Precio Basico de Potencia", aprobado mediante Resolucion OSINERG Nº 260-2004-OS/CD. Se considero, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolucion OSINERG Nº 278-2004-OS/CD publicada el 13 de octubre de 2004. 2.2. Premisas y Resultados A continuacion, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operacion y el costo de racionamiento que se utilizaron para el calculo de los costos marginales y los precios basicos de potencia y energia. Finalmente, se presenta la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1. Prevision de Demanda La metodologia empleada para efectuar el pronostico de la demanda es la que se utilizo en la fijacion de tarifas de noviembre de 2004. Asimismo, se tuvo en cuenta las siguientes diferencias respecto de los valores propuestos por el COES-SINAC: · Se corrigio para el horizonte de estudio, las perdidas de distribucion, subtransmision y transmision; la participacion de ventas de distribuidores en alta y muy alta tension; y, la participacion de ventas realizadas por los generadores, conforme a la informacion comercial, al IV Trimestre del ano 2004. · La proyeccion de la demanda, para el ano 2005, se efectuo mediante un procedimiento de estimacion basado en el consumo de dias tipicos, de manera de reflejar el consumo esperado real. · Se modifico la proyeccion de demanda de BHPTintaya y Cerro MORDAZA para el periodo 2005-2007. · No se considero la proyeccion por separado de la demanda de Marsa y Horizonte en atencion a las recomendaciones del estudio de Monenco Agra de 1996, el cual sustenta la metodologia de proyeccion utilizada en la fijacion de Tarifas en Barra. · Se corrigio la proyeccion de perdidas de distribucion y subtransmision, para el periodo 2005-2007, conforme a lo senalado en el informe OSINERG-GART/DDE Nº 0092005. Asimismo, se corrigio las perdidas de transmision para el periodo 2005-2007, de conformidad con la metodologia aplicada en regulaciones anteriores. · La demanda de interconexion con el Ecuador se determino sobre la base de los datos historicos de las transacciones del ultimo ano, conforme con lo dispuesto por el Articulo 47º de la LCE. Con relacion a los valores de las ventas y la tarifa correspondientes al ano 2004, utilizadas en el modelo econometrico se corrigio el valor propuesto por el COESSINAC con la informacion proveniente del informe de Informacion Comercial (al IV trimestre) del ano 2004 del OSINERG. Al consumo de energia, se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas transversales no consideradas en el modelado de la red de transmision. La demanda considerada para el MORDAZA se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel
de produccion. Para su utilizacion en el modelo MORDAZA fue necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa en SEIN.
Cuadro Nº 2.1 PROYECCION DE LA DEMANDA Periodo 2004 - 2007
Ano 2004 2005 2006 2007 Max. Demanda MW 3 143 3 225 3 360 3 607 Consumo Anual GWh 21 960 22 915 23 812 25 787 F.C. % 79,8% 81,1% 80,9% 81,6% 2,6% 4,2% 7,3% 4,3% 3,9% 8,3% Tasa de Crecimiento Potencia Energia
2.2.2. Programa de Obras El programa de obras esta dado por la secuencia de equipamiento de generacion y transmision esperado para ingresar al servicio dentro del periodo de analisis de 24 meses, posteriores al 31 de marzo del ano de la fijacion, conforme a lo senalado por la LCE.
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Articulo 126º.- La Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, asi como el Precio Basico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Articulo 47º de la Ley, seran determinados segun los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Basico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversion a que se refiere el inciso e) del Articulo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente articulo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estandar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operacion y Mantenimiento estandar, considerando la distribucion de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estandar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estandar, es igual a la suma de los costos unitarios estandares de la Anualidad de la Inversion mas la Operacion 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 estandar por el factor de ubicacion. El factor de ubicacion es igual al cociente de la potencia estandar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI) El Precio Basico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversion: I) La Anualidad de la Inversion es igual al producto de la Inversion por el factor de recuperacion de capital obtenido con la Tasa de Actualizacion fijada en el Articulo 79º de la Ley, y una MORDAZA util de 20 anos para el equipo de Generacion y de 30 anos para el equipo de Conexion. II) El monto de la Inversion sera determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importacion que les MORDAZA aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalacion y conexion al sistema. III) Para el calculo se consideraran los tributos aplicables que no generen credito fiscal. c) La Comision fijara cada 4 anos la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia economica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comision fijara los procedimientos necesarios para la aplicacion del presente articulo.