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Pág. 181919 NORMAS LEGALES Lima, sábado 25 de diciembre de 1999 Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la trans- misión involucrada. Los cargos de transmisión corres- ponden a los valores determinados para la regulación de Tarifas en Barra de mayo 1999, debidamente actua- lizados. 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. 2. Sistema Centro Norte El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur hasta Tumbes 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 del Sur (SIS) a partir del año 2000 cuando se ponga en servicio la línea de transmi- sión Mantaro-Socabaya. Para el presente período de regulación se debe desta- car lo siguiente: 1. La actualización de la potencia efectiva de las centrales hidroeléctricas que forman parte del COES- SICN. Esta actualización está sustentada sobre la base de los informes de los ensayos de potencia efecti- va de las centrales hidroeléctricas de acuerdo a las premisas señaladas en el procedimiento Nº 34 del COES-SICN. 2. La modificación del caudal máximo y el rendimiento de las centrales Mantaro, Restitución y Malpaso como resultado de los ensayos de potencia efectiva de estas centrales. 3. La incorporación del año hidrológico 1998 en las matrices de caudales y potencia. 4. La modificación de las matrices de potencia genera- ble de las centrales de pasada como consecuencia de los ensayos de potencia efectiva. En las secciones que siguen se explican los procedimien- tos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el período noviembre 1999 – abril 2000. 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 degeneración para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º 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 optimizando la operación del sistema hidrotérmico con un solo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizan programa- ción dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El mo- delo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 34 años (1965-1998) y la demanda esperada hasta el año 2003. La representación de la demanda agregada del siste- ma 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 margina- les 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, y consi- derando los factores por la Tasa de Indisponibilidad For- tuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (D.S. Nº 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999). 2.1.2 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 finalmente, la integración de los precios básicos y los peajes de transmisión regulados en mayo 1999, debidamente actualizados, para constituir las Tarifas en Barra. 2.1.2.1 Previsión de Demanda Para el período 1999-2003 se modificaron las previsio- nes de demanda propuestas por el COES-SICN por apli- cación de lo dispuesto en el Art. 123º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El año 1998 fue elegido como año de demanda base. La demanda considerada se resume en el Cuadro Nº 2.1. Cuadro Nº 2.1. Proyección de la Demanda 1999 - 2003 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 1998 2 121 13 410 72,2% 1999 2 131 13 665 73,2% 0,5% 1,9% 2000 2 197 14 279 74,2% 3,1% 4,5% 2001 2 382 15 526 74,4% 8,4% 8,7% 2002 2 528 16 614 75,0% 6,1% 7,0% 2003 2 647 17 388 75,0% 4,7% 4,7% 2.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generación empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en el Cuadro Nº 2.2. La configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica.