Norma Legal Oficial del día 25 de diciembre del año 1999 (25/12/1999)
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TEXTO DE LA PÁGINA 21
MORDAZA, sabado 25 de diciembre de 1999
NORMAS LEGALES
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Los precios en MORDAZA se calcularon agregando a los costos marginales de energia los cargos por la transmision involucrada. Los cargos de transmision corresponden a los valores determinados para la regulacion de Tarifas en MORDAZA de MORDAZA 1999, debidamente actualizados. Los precios (teoricos) determinados a traves de los modelos de optimizacion y simulacion fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Articulo 53º de la Ley y Articulo 129º del Reglamento. La informacion de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. 2. Sistema Centro Norte El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur hasta Tumbes por el norte y enlaza la mayor parte de ciudades de la region central y norte del Peru se extendera hasta conectarse con el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del ano 2000 cuando se ponga en servicio la linea de transmision Mantaro-Socabaya. Para el presente periodo de regulacion se debe destacar lo siguiente: 1. La actualizacion de la potencia efectiva de las centrales hidroelectricas que forman parte del COESSICN. Esta actualizacion esta sustentada sobre la base de los informes de los ensayos de potencia efectiva de las centrales hidroelectricas de acuerdo a las premisas senaladas en el procedimiento Nº 34 del COES-SICN. 2. La modificacion del caudal MORDAZA y el rendimiento de las centrales Mantaro, Restitucion y MORDAZA como resultado de los ensayos de potencia efectiva de estas centrales. 3. La incorporacion del ano hidrologico 1998 en las matrices de caudales y potencia. 4. La modificacion de las matrices de potencia generable de las centrales de pasada como consecuencia de los ensayos de potencia efectiva. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del MORDAZA de determinacion de las tarifas en MORDAZA para el periodo noviembre 1999 MORDAZA 2000. 2.1 Precios Basicos 2.1.1 Procedimientos de Calculo Esta seccion describe los procedimientos generales y modelos empleados para el calculo de los precios basicos en el SICN. 2.1.1.1 Precio Basico de Energia El precio basico de la energia se determino a partir de los costos marginales esperados en el sistema de
generacion para los 48 meses del periodo de analisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º de la Ley. Para la determinacion de los costos marginales de la energia en el SICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energia para un solo nudo, permiten calcular los costos marginales optimizando la operacion del sistema hidrotermico con un solo embalse (el lago Junin) en etapas mensuales; utilizan programacion dinamica estocastica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulacion, determinan estrategias de operacion del MORDAZA generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrologia de un periodo de 34 anos (1965-1998) y la demanda esperada hasta el ano 2003. La representacion de la demanda agregada del sistema en un solo nodo se realizo en diagramas de duracion mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del periodo de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energia se resumio en solo dos periodos: punta y fuera de punta, para el periodo fuera de punta se consideraron los bloques de media y base. 2.1.1.2 Precio Basico de Potencia El precio basico de la potencia se determino a partir de considerar 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 corresponde a la anualidad de la inversion en la planta de punta (incluidos los costos de conexion) mas sus costos fijos de operacion y mantenimiento anual, y considerando los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (D.S. Nº 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999). 2.1.2 Premisas y Resultados A continuacion se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operacion y el costo de racionamiento utilizados para el calculo de los costos marginales y los precios basicos de potencia y energia. Se muestra finalmente, la integracion de los precios basicos y los peajes de transmision regulados en MORDAZA 1999, debidamente actualizados, para constituir las Tarifas en Barra. 2.1.2.1 Prevision de Demanda Para el periodo 1999-2003 se modificaron las previsiones de demanda propuestas por el COES-SICN por aplicacion de lo dispuesto en el Art. 123º del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas. El ano 1998 fue elegido como ano de demanda base. La demanda considerada se resume en el Cuadro Nº 2.1.
Cuadro Nº 2.1. Proyeccion de la Demanda 1999 - 2003
Ano 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Max. Demanda MW 2 121 2 131 2 197 2 382 2 528 2 647 Consumo Anual GWh 13 410 13 665 14 279 15 526 16 614 17 388 F.C. % 72,2% 73,2% 74,2% 74,4% 75,0% 75,0% Tasa de Crecimiento Potencia Energia 0,5% 3,1% 8,4% 6,1% 4,7% 1,9% 4,5% 8,7% 7,0% 4,7%
2.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generacion empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en el Cuadro Nº 2.2. La configuracion de este programa resulta de considerar el plan mas probable de entrar en servicio durante los proximos cuatro anos, para abastecer la demanda de manera economica.