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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G39/G39/G33/G34/G33 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 29 de agosto de 2005 y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en el portal del modelo consignado en la página web delOSINERG: www.osinerg.gob.pe . 2.1.2. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos en elArtículo 126º del Reglamento 13, se determinó a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económicapara abastecer el incremento de la demanda durante lashoras de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) mássus costos fijos de operación y mantenimiento anual,conforme al “Procedimiento para la Determinación delPrecio Básico de Potencia”, aprobado medianteResolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD. Se consideró, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva FirmeObjetivo del Sistema, aprobados mediante la ResoluciónOSINERG Nº 278-2004-OS/CD publicada el 13 de octubrede 2004. 2.2. Premisas y Resultados A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo deracionamiento que se utilizaron para el cálculo de loscostos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifasen Barra. 2.2.1. Previsión de Demanda La metodología empleada para efectuar el pronóstico de la demanda es la que se utilizó en la fijación de tarifasde noviembre de 2004. Asimismo, se tuvo en cuenta lassiguientes diferencias respecto de los valores propuestospor el COES-SINAC: Se corrigió para el horizonte de estudio, las pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión; laparticipación de ventas de distribuidores en alta y muyalta tensión; y, la participación de ventas realizadas porlos generadores, conforme a la información comercial, alIV Trimestre del año 2004. La proyección de la demanda, para el año 2005, se efectuó mediante un procedimiento de estimación basadoen el consumo de días típicos, de manera de reflejar elconsumo esperado real. Se modificó la proyección de demanda de BHP- Tintaya y Cerro Verde para el período 2005-2007. No se consideró la proyección por separado de la demanda de Marsa y Horizonte en atención a lasrecomendaciones del estudio de Monenco Agra de 1996,el cual sustenta la metodología de proyección utilizadaen la fijación de Tarifas en Barra. Se corrigió la proyección de pérdidas de distribución y subtransmisión, para el período 2005-2007, conforme a lo señalado en el informe OSINERG-GART/DDE Nº 009-2005. Asimismo, se corrigió las pérdidas de transmisiónpara el período 2005-2007, de conformidad con lametodología aplicada en regulaciones anteriores. La demanda de interconexión con el Ecuador se determinó sobre la base de los datos históricos de las transacciones del último año, conforme con lo dispuestopor el Artículo 47º de la LCE. Con relación a los valores de las ventas y la tarifa correspondientes al año 2004, utilizadas en el modelo econométrico se corrigió el valor propuesto por el COES- SINAC con la información proveniente del informe deInformación Comercial (al IV trimestre) del año 2004 delOSINERG. Al consumo de energía, se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas transversales no consideradas en el modelado de la red de transmisión. 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 fue necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa en SEIN. Cuadro Nº 2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Período 2004 - 2007 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2004 3 143 21 960 79,8% 2005 3 225 22 915 81,1% 2,6% 4,3% 2006 3 360 23 812 80,9% 4,2% 3,9%2007 3 607 25 787 81,6% 7,3% 8,3% 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 24 meses, posteriores al 31 de marzo del año de la fijación, conforme a lo señalado por la LCE. 13Artículo 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 están- dar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas lasunidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario decapacidad 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 Inversiónmás 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 Cos- to de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubica-ción. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándarentre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibili- dad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo delsistema; y VI) El Precio Básico 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 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 Actualizaciónfijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para elequipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. 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 (equiva-lente 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 generen 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 enla Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presen- te artículo.