TEXTO PAGINA: 81
I.ima, miércoles 30 de diciembre de lYY8 0-a @m Pág. 168079 1’ ’ 3. Sistema Sur Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan interconec- tados desde enero de 1997, mes en el cual se puso en operación comercial la hnea de transmisión a 138 kV. Tmtaya - Santuario. En condiciones normales la línea de interconexión suministra energía de base del Sur Este (Machupicchu) al Sur Oeste, haciendo que los precios en Cusco sean significativamente menores que los del resto del sistema. De acuerdo con lo dispuesto por el D.S. N”021-9’7-EM, para la comparación prevista en el Artículo 129” del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, hasta la fijación de Tarifas en Barra de mayo del año 2001 inclusive, la Comisión de Tarifas Eléctricas debe tomar como precio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur, el valor resultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando un sistema de generación Económicamente Adaptado. A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica de Machupicchu del Sistema Interconectado del Sur (SIS) quedó fuera de servicio por un período que, de acuerdo a los últimos estimados, durará aproximadamente 34 meses. Con esta central fuera de servicio (aporte al sistema de 45% en energía y 25% en potencia) los costos marginales de energía teóricos en el SlS se incrementan notablemente ocasionando una severa distorsion al comportamiento de los Precios en Barra. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las Tarifas en Barra para el período noviembre 1998 - abril 1999 en el SIS. 3.1 Precios Básicos 3.1.1 Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SIS. 3.1.1.1 Precio Básico de Energía El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación 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 SIS, se utilizó el modelo CAMAC (Computation and Analysis of Marginal Costs). Este modelo de despacho de energía para múltiples nodos (barras), pernute calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza la optimización de flujo en redes, generalizado para escenarios estocásticos, en la determinación de los costos marginales del sistema. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nodos representa- tivos del sistema eléctrico. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de los seis nodos. Para la formación de los precios en barra se agregaron a los costos marginales de la energía los respectivos cargos de peaje por la transmisión. 3.1.1.2 Precio Básico de Potencia El precio básico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual. 3.1.2 Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. Los peajes de transmisión fueron los determinados para la regulación de precios de mayo 1998, debidamente actualizados. 3.1.2.1 Previsión de Demanda Los datos de demanda de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste se presentan en el Cuadro N” 3.1 en forma global. Las elevadas tasas de crecimiento se deben al ingreso de cargas mineras de gran tamaño en comparación con la demanda de todo el sistema sur. La demanda proyectada para Cerro Verde se ha tomado de acuerdo con la encuesta realizada por la oficina encargada de la preparación del Plan Referencia1 de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. La demanda de Quellaveco se ha postergado debido a la incertidumbre sobre su fecha de inicio de operaciones. Se ha considerado la proyección de la demanda del servicio público, así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural de las empresas de distribución. La máxima demanda fue corregida con fact’ores de simultaneidad obtenidos a base de la información histórica horaria del último año de operación proporcionado por el COES. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de consumo con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no considerados en el modelo de la red de transmisión. Cuadro W 3.1 Proyección de la Demanda 1998 - 2002 / “., 1 “We~“‘da 1 Cms~A”“.I / Fc. ~TaradeCrnimiento m_I Potencia IEnergía 1 t’) Incorporación de ENERSUR S A. alCOES SUR e”]ul~o 1997 v’ 1 No corwdera phdidas de transmisvb entre nodos ni consumos auxiliares de generación