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Pág. 160286 NORMAS LEGALES Lima, sábado 30 de mayo de 1998 1 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844) y a su Reglamento (D.S. N° 009-93-EM) respectivamente.1. Introducción Con fecha 15 de abril de 1998 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) publicó la Resolución Nº 008-98 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para el período mayo - octubre de 1998. El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento1 (Artículo 162º), relacionadas con la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de dar a conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas; resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barra del período indicado. Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada uno de ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas que incluye los datos básicos y los resultados del cálculo. Para el caso de los sistemas aislados los criterios fueron los mismos que se utilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en los Procedimientos publicados con la Resolución Nº 028-95-P/CTE del 28 de noviembre de 1995. Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas. Para calcular los precios básicos de la energía se usan modelos matemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión. En general, para calcular los precios en barra se agregan a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calculó por el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal. 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 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. En la presente regulación se ha creado el Sistema Aislado Típico H para su aplicación exclusiva al Sistema Eléctrico de Talara. Este cambio se efectúa debido a que en los próximos 12 meses se ha previsto la interconexión de Talara al SICN y la correspondiente tarifa refleja los precios a observar en este sistema durante los próximos 48 meses. Los primeros doce meses consideran los grupos existentes que operan con Diesel 2 y el periodo restante las tarifas correspondientes al SICN. 2. Sistema Centro Norte El 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 región central y norte del Perú se extenderá hasta conectarse con el Sistema Interconectado Sur (SIS) a partir del año 2000 cuando se ponga en servicio la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. Para el presente período de regulación se debe destacar: 1. El inicio de las operaciones de la central a gas natural de Aguaytía (155,5 MW). Esta central contribuirá notablemente a reducir los costos operativos de la generación en el SICN; 2. La suscripción del contrato para la construcción de la línea de interconexión entre las subestaciones de Mantaro y Socabaya. Esta obra de transmisión deberá entrar en servicio en setiembre del año 2000 y será construida por Hydro Quebec del Canadá. 3. La significativa y acelerada reducción del precio de los combustibles en el mercado nacional e internacional con la consiguiente reducción de las tarifas eléctricas, pero al mismo tiempo el alto riesgo del incremento de las mismas si los combustibles recuperan su precio; 4. La modificación del Artículo 124º del Reglamento que corrige la disposición para determinar el precio de los combustibles. Se omite en el nuevo Artículo 124º la mención a las proyecciones de los precios de los combustibles para la determinación de las tarifas en barra. Anteriormente se establecía “ El costo de los combustibles será tomado de las proyecciones que publique una entidad especializada, de reconocida solvencia en el ámbito internacional ” . En la nueva disposición se señala “ El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como limite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional”. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el período mayo-octubre 1998. 2.1 Precios Básicos 2.1.1 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 generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 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 modelos de despacho de energía para un solo nudo, permiten calcular los costos marginales al optimizar la operación del sistema hidrotérmico con un solo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 32 años (1965- 1996) y la demanda esperada hasta el año 2002. La representación de la demanda agregada del sistema en un solo nodo se realizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período 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 energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta, para el período fuera de punta se consideraron los bloques 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 precio básico 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; todo lo anterior afectado por el margen de indisponibilidad teórica del sistema.