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Lima, miércoles 30 dc diciembre de 1998 ~lxkruol) Pág.168071 Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53” de la Ley y Artículo 129” del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. 2. SISTEMA CENTRO NORTEEl Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur hasta Talara por el norte y enlaza la mayor parte de ciudades de la regióncentral y norte del Perú se extenderá hasta conectarsecon el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir de setiembre del año 2000 cuando se ponga en servicio lalínea de transmisión Mantaro-Socabaya. Para el presente período de regulación se debe desta- car: 1. La entrada en servicio de la central a gas natural de Aguaytía (156.5 MW). Esta central entro en operación comercial en julio de 1998; 2. La incorporación de la demanda del sistema aislado de Talara como parte del Sistema Interconectado Centro Norte a partir del mes de setiembre de 1998; 3. La incorporación de la central hidroeléctrica Chi- may (142 MW) al plan de obras de generación en el año 2001; y, 4. La postergación del inicio de la generación con el gas natural de Camisea, se considera que el gas no estará disponible dentro del período del estudio(noviembre 1998 -octubre 2002). En las secciones que siguen se explican los procedi- mientos y resultados obtenidos del proceso de determina- ción de las Tarifas en Barra para el período noviembre 1998 -abril 1999. 2.1 Precios Básicos2.1.1 Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SICN. 2.1.1.1 Precio Básico de Energía El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de genera-ción para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Artículos 47” al 50° de la Ley.Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos mo- delos de despacho de energía para un solo nodo, permiten calcular los costos marginales mediante la optimización de la operación del sistema hidrotérmico con un soloembalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizanprogramación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, deter-minan estrategias de operación del parque generador. Elmodelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 33 años (1965-1997) y la demanda esperada hasta el año 2002. La representación de la demanda agregada del sistema en un solo nodo, o barra, se realizó en diagra- mas de duración mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En conse-cuencia, los costos marginales esperados se calcularonpara cada uno de los tres bloques de la demanda(punta, media y base). A partir de dichos costos mar-ginales, para fines tarifarios, el costo de la energía seresumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta,para el período fuera de punta se consideraron losbloques de media y base. 2.1.1.2 Precio Básico de Potencia El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El preciobásico corresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual; lo ante-rior afectado por el margen de indisponibilidad teórica delsistema. 2.1.2 Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el progra- ma de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de loscostos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la integración de preciosbásicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 2.1.2.1 Previsión de Demanda Para el período 1998-2002 se consideraron las previ- siones de demanda propuestas por el COES-SICN. El año 1997 fue elegido como año de demanda base. La demanda considerada se resume en el Cuadro N” 2.1. Cuadro N° 2.1 Proyección de la Demanda 1998 - 2002 2.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generación empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en el Cuadro N° 2.2. La configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro arios, para abastecer la demanda de manera económica.