Norma Legal Oficial del día 30 de mayo del año 1998 (30/05/1998)
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NORMAS LEGALES
MORDAZA, sabado 30 de MORDAZA de 1998
3. Sistema Sur
De acuerdo a lo dispuesto por el D.S. No 021-97-EM, para la comparacion prevista en el Articulo 129º del Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas, hasta la fijacion de tarifas en MORDAZA de MORDAZA del ano 2001 inclusive, la Comision de Tarifas Electricas debe tomar como precio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur (SIS), el valor resultante de aplicar las Tarifas en MORDAZA calculadas considerando un sistema de generacion Economicamente Adaptado. Los Sistemas del Sur Este (Cusco, MORDAZA y Apurimac) y Sur Oeste (Arequipa, MORDAZA y Tacna) operan interconectados desde enero 1997, mes en el cual se puso en operacion comercial la linea de transmision a 138 kV MORDAZA - Santuario. En condiciones normales la linea de interconexion suministra energia de base del Sur Este (Machupicchu) al Sur Oeste, haciendo que los precios en MORDAZA MORDAZA significativamente menores que los del resto del sistema. A raiz del aluvion ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroelectrica de Machupicchu del SIS quedo fuera de servicio por un periodo que se estima durara entre 18 y 24 meses. Con esta central fuera de servicio (aporte al sistema de 45% en energia y 25% en potencia) los costos marginales de energia teoricos en el SIS se incrementan notablemente ocasionando una MORDAZA distorsion al comportamiento de los Precios en MORDAZA, lo cual motiva la utilizacion de los factores de perdidas de noviembre de 1997, para fines de la regulacion. Esto se justifica por la necesidad de comparar los precios con los de un sistema economicamente adaptado y por la conveniencia de mantener la estabilidad relativa de los precios ante situaciones de contingencia temporales como la ocurrida con la salida de Machupicchu.
3.1 Precios Basicos
3.1.1 Procedimientos de Calculo Esta seccion describe los procedimientos generales y modelos empleados para el calculo de los precios basicos en el SIS. 3.1.1.1 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. En uso de las atribuciones otorgadas por el Articulo 52º de la Ley de Concesiones Electricas y el Articulo 122º de su Reglamento, para la determinacion de los costos marginales de la energia en el SIS, se utilizo el modelo MORDAZA (Computation and Analysis of MArginal Costs). Este modelo de despacho de energia para multiples nudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando la operacion del sistema hidrotermico con multiples embalses en etapas mensuales; utiliza programacion dinamica dual estocastica para la determinacion de los costos marginales del sistema. La demanda se represento a traves de diagramas de duracion mensuales de tres bloques y seis nudos representativos del sistema electrico. 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 tres nudos. Para la formacion de los precios en MORDAZA se agrego al costo marginal de energia el cargo por peaje MORDAZA equivalente en energia. 3.1.1.2 Precio Basico de Potencia El precio basico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de la inversion en la planta de punta (incluidos los costos de conexion), mas sus costos fijos de operacion y mantenimiento anual. El metodo utilizado para identificar la unidad de punta consistio en evaluar la economia de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnologia, tamano y ubicacion de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duracion de carga durante las horas de punta. Mediante el despacho probabilistico de las unidades durante las horas de punta, se determino el factor que representa el margen de indisponibilidad teorica de un sistema para un nivel de seguridad de 95%. 3.1.2 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 luego la determinacion de los costos y peajes de transmision y, finalmente, la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. 3.1.2.1 Prevision de Demanda Los datos de demanda del SIS se presentan en el Cuadro Nº 3.1 en forma global. Se ha corregido la demanda proyectada por el COES para considerar la ausencia de compromisos de los clientes libres BHP MORDAZA y Cyprus (Cerro Verde). Ante la falta de compromisos de abastecimiento a firme, se ha optado por considerar un crecimiento prudente de estos clientes libres. Se ha considerado la proyeccion de la demanda del servicio publico, asi como la incorporacion de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificacion rural de las empresas de distribucion. Al consumo de energia se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no considerados en el modelo de despacho economico.
Cuadro Nº 3.1
Proyeccion de la Demanda 1998 - 2002
Ano 1997 (*) 1998 1999 2000 2001 2002 (*) Max. Demanda MW 403 422 486 557 597 673 Consumo Anual GWh 2 233 2 652 3 229 3 697 4 354 4 683 F.C. % 75,5% 71,8% 75,8% 75,7% 83,2% 79,4% Tasa de Crecimiento Potencia 4,7% 15,3% 14,6% 7,2% 20,8% Energia 18,8% 21,8% 14,5% 17,8% 26,7%
Incorporacion de ENERSUR S.A. al COES SUR en MORDAZA 1997
3.1.3 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en los MORDAZA Nºs. 3.2 y 3.3. Se espera que la C.H. Machupicchu se encuentre rehabilitada dentro de 18 meses. Mientras dure la emergencia se contara ademas con la generacion de 17,96 MW de la central termica de BHP Tintaya.