Norma Legal Oficial del día 13 de Diciembre del año 2001 (13/12/2001)
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NORMAS LEGALES
MORDAZA, jueves 13 de diciembre de 2001
perados en el sistema de generacion para los 48 meses del periodo de analisis de acuerdo con lo establecido en los Articulos 47º al 50º de la Ley7. Para la determinacion de los costos marginales de la energia en el MORDAZA, se utilizo el modelo MORDAZA desarrollado por la CTE (hoy OSINERG) y suministrado al COES-SINAC. Este modelo de despacho de energia multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operacion del sistema hidrotermico con multiples embalses en etapas mensuales; utiliza programacion lineal para determinar la estrategia optima de operacion ante diferentes escenarios de hidrologia. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restriccion de cobertura de la demanda (2001-2005) para cada uno de los escenarios hidrologicos. Para representar el comportamiento de la hidrologia el modelo MORDAZA utiliza los caudales historicos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interes. Para el presente estudio se han utilizado los datos de caudales naturales de los ultimos 36 anos, incluido el ano 2000. Debido a que para el ano 2000 el COES-SINAC presento informacion incompleta sobre caudales, se tuvo que efectuar un estimado de dichos caudales, en algunos puntos del sistema, para ese ano. La representacion de la demanda del sistema se realizo para cada MORDAZA en diagramas de carga 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. En el caso del mantenimiento de las centrales se ha considerado el programa propuesto por el COES-SINAC; sin embargo, se recomienda efectuar estudios para la revision de los programas de largo plazo (2002-2005) a fin de verificar los requerimientos de mantenimiento planteados por el COES-SINAC. El modelo MORDAZA esta constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programacion lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programacion lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimizacion. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de calculo que permiten efectuar el analisis y grafico de los resultados. Informacion mas detallada sobre el modelo MORDAZA, sus caracteristicas, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en la pagina web del GART: www.cte.org.pe. 3.1.2 Precio Basico de la Potencia El precio basico de la potencia, cuyos criterios y procedimientos estan definidos en el Articulo 126º del Reglamento8, se determino a partir de la revision y actualizacion de un estudio realizado por el OSINERG, el cual considera 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, se considera 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 Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2 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. Finalmente, se presenta la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1 Prevision de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronostico de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, pero
al cual se le ha corregido los datos de ventas correspondientes a los anos 1999 y 2000 con la MORDAZA informacion disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta de
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Articulo 47º.- Para la fijacion de Tarifas en MORDAZA, cada COES efectuara los calculos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectara la demanda para los proximos cuarentiocho meses y determinara un programa de obras de generacion y transmision factibles de entrar en operacion en dicho periodo, considerando las que se encuentren en construccion y aquellas que esten contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energia y Minas; b) Determinara el programa de operacion que minimice la suma del costo actualizado de operacion y de racionamiento para el periodo de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrologia, los embalses, los costos de combustible, asi como la Tasa de Actualizacion a que se refiere el Articulo 79º de la presente Ley; c) Calculara los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energia del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comision de Tarifas de Energia, correspondiente al programa de operacion a que se refiere el acapite anterior; d) Determinara el Precio Basico de la Energia por Bloques Horarios para el periodo de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales MORDAZA calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e) Determinara el MORDAZA de unidad generadora mas economica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda MORDAZA anual del sistema electrico y calculara la anualidad de la inversion con la Tasa de Actualizacion correspondiente fijada en el Articulo 79º de la presente Ley; f) Determinara el precio basico de la potencia de punta, segun el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como limite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerara para este fin un margen adicional, al precio establecido en el parrafo precedente; g) Calculara para cada una de las barras del sistema un factor de perdidas de potencia y un factor de perdidas de energia en la transmision. Estos factores seran iguales a 1,00 en la MORDAZA en que se fijen los precios basicos; h) Determinara el Precio de la Potencia de Punta en MORDAZA, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Basico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de perdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexion a que se refiere el Articulo 60º de la presente Ley; y, i) Determinara el Precio de Energia en MORDAZA, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Basico de la Energia correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de perdidas de energia. Articulo 48º.- Los factores de perdida de potencia y de energia se calcularan considerando las Perdidas Marginales de Transmision de Potencia de Punta y Energia respectivamente, considerando un Sistema Economicamente Adaptado. Articulo 49º.- En las barras del Sistema MORDAZA de Transmision el precio incluira el Costo Medio de dicho Sistema Economicamente Adaptado. Articulo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los calculos indicados en el Articulo 47º deberan ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o septiembre, segun se trate de las fijaciones de precio de MORDAZA o de noviembre, respectivamente. 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.