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Pág. 160296 NORMAS LEGALES Lima, sábado 30 de mayo de 1998 3. Sistema Sur De acuerdo a lo dispuesto por el D.S. No 021-97-EM, para la comparación prevista en el Artículo 129º 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 (SIS), el valor resultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando un sistema de generación Económicamente Adaptado. Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero 1997, mes en el cual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya - 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. A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica de Machupicchu del SIS quedó fuera de servicio por un período que se estima durará entre 18 y 24 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 SIS se incrementan notablemente ocasionando una severa distorsión al comportamiento de los Precios en Barra, lo cual motiva la utilización de los factores de pérdidas de noviembre de 1997, para fines de la regulación. Esto se justifica por la necesidad de comparar los precios con los de un sistema económicamente 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 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 Arts. 47º al 50º de la Ley. En uso de las atribuciones otorgadas por el Artículo 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas y el Artículo 122º de su Reglamento, 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 nudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación dinámica dual estocástica para la determinación de los costos marginales del sistema. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nudos representativos 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 tres nudos. Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginal de energía el cargo por peaje secundario equivalente en energía. 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. El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar la economía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta. Mediante el despacho probabilístico de las unidades durante las horas de punta, se determinó el factor que representa el margen de indisponibilidad teórica de un sistema para un nivel de seguridad de 95%. 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 determinación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 3.1.2.1 Previsión 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 Tintaya 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 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. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no considerados en el modelo de despacho económico. Cuadro Nº 3.1 Proyección de la Demanda 1998 - 2002 Máx. Demanda Consumo Anual F.C.Tasa de Crecimiento MW GWh %Potencia Energía 1997 (*) 403 2 233 75,5% 1998 422 2 652 71,8% 4,7% 18,8% 1999 486 3 229 75,8% 15,3% 21,8% 2000 557 3 697 75,7% 14,6% 14,5% 2001 597 4 354 83,2% 7,2% 17,8% 2002 673 4 683 79,4% 20,8% 26,7% (*) Incorporación de ENERSUR S.A. al COES SUR en julio 1997Año 3.1.3 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros 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 contará además con la generación de 17,96 MW de la central térmica de BHP Tintaya.