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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G35/G30/G34 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 2.2.6. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia para la fijación se de- terminó a partir de la utilización de los costos correspon-dientes a una unidad de punta, turbogas operando con com- bustible diesel, a la cual, con respecto a los valores utiliza- dos en la fijación tarifaria anterior, se le modificó, entre otros,el precio FOB del turbogenerador, la tasa de interés duran- te la construcción y el costo fijo de operación y manteni- miento. Asimismo, se actualizaron los valores del Margende Reserva Firme Objetivo del sistema y la Tasa de Indis- ponibilidad Fortuita de la unidad de punta de acuerdo con lo dispuesto mediante la Resolución OSINERG Nº 278-2004-OS/CD. No se consideró el factor de envejecimiento y se corrigieron algunos de los costos que componen el cos-to fijo de operación y mantenimiento respecto al valor propuesto por el COES-SINAC en el ESTUDIO (70,13 US$/kW-año). El Cuadro Nº 2.10 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Poten- cia. Cuadro Nº 2.10 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Per sonal Otros Total 1 Costo Total: Millon US$ 31,043 1,619 32,662 2 Millón US$/Año 4,156 0,201 0,462 0,945 5,764 3 Sin FIM : US$/kW-año 38,04 1,84 4,23 8,65 52,76 4 Con FIM : US$/kW-año 46,65 2,26 5,18 10,61 64,70 Acumulado : US$/kW-año 4 6,65 48,91 54,09 64,70 Notas: 1. Costo de una unidad de 118,55 MW (ISO-Diesel 2) con su respectiva Conexión al Sistema. 2. Anualidad de la inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el generador. Tasa de actualización de 12%.3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Lima, sin incluir FIM. La Potencia efectiva en Lima es 94% de la Potencia ISO. 4. Costo anual incluyendo los FIM del sistema (1,2238). (*) Los Costos Fijos incluyen los costos típicos de Personal, Operación y Manteni- miento de la unidad de punta en un año. FIM. Factores de indisponibilidad de la unidad de punta y del margen de reserva firme objetivo del sistema, aprobados mediante Resolución OSINERG Nº 278-2004- OS/CD 2.3. Factores de Pérdidas Marginales Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras dereferencia se calcularon considerando el despacho eco- nómico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de pérdidas marginales de energía se utilizó elmodelo PERSEO que permite una ponderación apropia- da de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentesmeses y para los diferentes niveles de carga en el siste- ma. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se empleó el despacho en la hora de máxima demanda del sistema para el año 2004 utilizando un flujo de carga AC. Con respecto a la propuesta del COES se realizaron lassiguientes modificaciones: Se retiró la demanda del Ecuador (82 MW) del bloque de máxima demanda. Se corrigió el valor de la demanda máxima de acuer- do con los ajustes realizados por el OSINERG. Se corrigió el valor de la potencia efectiva de la C.H. Mantaro a 643,13 MW. Los resultados de los factores de pérdidas se presen- tan en el Cuadro Nº 2.11.Cuadro Nº 2.11 FACTORES DE PÉRDIDAS POTENCIA ENERGIA BARRAS BASE Base Base Santa Rosa Santa Rosa Punta Fuera Punta Talara 0,9824 0,8925 1,0005 Piura Oeste 0,9816 0,9015 1,0096 Chiclayo Oeste 0,9543 0,9041 1,0054 Guadalupe 220 0,9516 0,9105 1,0075 Guadalupe 60 0,9483 0,9135 1,0088 Trujillo Norte 0,9504 0,9139 1,0066 Chimbote 1 0,9318 0,9054 0,9966 Paramonga 0,9592 0,9136 0,9867 Huacho 0,9712 0,9237 0,9931 Zapallal 0,9901 0,9406 0,9923 Ventanilla 0,9953 0,9458 0,9959 Chavarría 0,9988 0,9834 0,9989 Santa Rosa 1,0000 1,0000 1,0000 San Juan 1,0030 1,0094 1,0039 Independencia 0,9704 0,9465 0,9903 Ica 0,9857 0,9535 0,9974 Marcona 1,0163 0,9654 1,0104 Mantaro 0,9065 0,8552 0,9562 Huayucachi 0,9288 0,8775 0,9657 Pachachaca 0,9495 0,8509 0,9772 Huancavelica 0,9233 0,8799 0,9656 Callahuanca ELP 0,9661 0,8722 0,9848 Cajamarquilla 0,9894 0,9426 0,9950 Huallanca 138 0,8509 0,8658 0,9635 Tingo María 220 0,9051 0,8587 0,9477 Aguaytía 220 0,8806 0,8482 0,9359 Pucallpa 60 0,9255 0,8576 0,9437 Tingo María 138 0,9018 0,8527 0,9447 Huánuco 138 0,9357 0,8633 0,9588 Paragsha II 138 0,9514 0,8642 0,9678 Oroya Nueva 220 0,9523 0,8522 0,9756 Oroya Nueva 50 0,9586 0,8557 0,9818 Carhuamayo 138 0,9171 0,8621 0,9669 Caripa 138 0,9520 0,8628 0,9714 Condorcocha 44 0,9644 0,8638 0,9724 Machupicchu 0,7553 0,7790 0,8773 Cachimayo 0,8090 0,8024 0,9046 Dolorespata 0,8061 0,8043 0,9057 Quencoro 0,8052 0,8039 0,9053 Combapata 0,8297 0,8203 0,9253 Tintaya 0,8533 0,8381 0,9482 Ayaviri 0,8232 0,8222 0,9310 Azángaro 0,8069 0,8137 0,9220 Juliaca 0,8662 0,8441 0,9480 Puno 138 0,8853 0,8528 0,9591 Puno 220 0,8864 0,8543 0,9610 Callalli 0,8691 0,8486 0,9557 Santuario 0,8804 0,8554 0,9640 Socabaya 138 0,8968 0,8613 0,9683 Socabaya 220 0,8963 0,8615 0,9671 Cerro Verde 0,9006 0,8631 0,9702 Reparticion 0,9010 0,8641 0,9707 Mollendo 0,9077 0,8637 0,9700 Montalvo 220 0,8981 0,8619 0,9700 Montalvo 138 0,8976 0,8625 0,9706 Ilo 138 0,9073 0,8644 0,9739 Botiflaca 138 0,9076 0,8677 0,9758 Toquepala 0,9067 0,8692 0,9785 Aricota 138 0,8929 0,8671 0,9758 Aricota 66 0,8851 0,8664 0,9749 Tacna 220 0,9056 0,8640 0,9723 Tacna 66 0,9259 0,8687 0,9740 3. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE La barra de referencia para la aplicación del Precio Bá- sico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de SanJuan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 50% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los princi-pales centros de generación. Para el Precio Básico de la Potencia se considera como referencia la ciudad de Lima