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Pág. 181927 NORMAS LEGALES Lima, sábado 25 de diciembre de 1999 Cuadro Nº 2.14 TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONAL Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh TALARA 17,82 2,51 20,34 13,84 7,25 PIURA OESTE 18,07 2,51 20,58 14,05 7,36 CHICLAYO OESTE 18,12 2,51 20,63 14,19 7,43 GUADALUPE 18,23 2,51 20,75 14,29 7,49 TRUJILLO NORTE 18,38 2,51 20,89 14,38 7,54 CHIMBOTE 18,20 2,51 20,71 14,24 7,46 PARAMONGA 19,02 2,51 21,53 14,26 7,47 ZAPALLAL 20,51 2,51 23,02 15,17 7,95 VENTANILLA 20,76 2,51 23,27 15,30 8,02 CHAVARRIA 20,91 2,51 23,42 15,36 8,05 SANTA ROSA 20,91 2,51 23,42 15,36 8,05 SAN JUAN 20,91 2,51 23,42 15,36 8,05 INDEPENDENCIA 20,55 2,51 23,06 15,03 7,87 ICA 20,86 2,51 23,37 0,50 15,23 7,98 MARCONA 21,57 2,51 24,08 1,67 15,64 8,19 MANTARO 19,34 2,51 21,85 14,27 7,47 HUAYUCACHI 19,69 2,51 22,20 14,52 7,61 PACHACHACA 20,18 2,51 22,69 14,86 7,79 HUANCAVELICA 19,65 2,51 22,16 14,47 7,58 CALLAHUANCA ELP 20,37 2,51 22,88 15,00 7,86 HUALLANCA 16,76 2,51 19,28 13,59 7,12 TINGO MARIA 18,36 2,51 20,88 13,32 6,98 HUANUCO 18,64 2,51 21,16 13,68 7,17 Tipo de Cambio 3,463 S/./US$ F.C. 73,2% %EHP 21,3% Notas PPM Precio de Potencia Marginal. PCSPT Peaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión (Fijado en Mayo de cada año). PPB Precio de Potencia en Barra. CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fijado en Mayo de cada año). PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta. PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta. F.C. Factor de Carga Anual del Sistema. %EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años. Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema. Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE 3. Sistema Sur El Sistema Interconectado del Sur (SIS) es el segundo sistema interconectado del país en razón a su tamaño. Tiene una máxima demanda del orden de 436 MW y un consumo anual de energía de 2 815 GWh. Está constituido por los subsistemas Sur Este y Sur Oeste. Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero de 1997, mes en el cual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya - Santuario. A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica de Machu Picchu del Sistema Interconectado del Sur (SIS) quedó fuera de servicio. De acuerdo con el nuevo cronograma presentado por EGEMSA, se tiene previsto recuperar la central en dos etapas: la primera etapa de la central (grupos Pelton, 75 MW) dentro de 22 meses. La recuperación de la segunda etapa de la central (grupos Francis) cae fuera del período de 48 meses, por lo que no se ha considerado en la presente regulación. Un aspecto que debe señalarse es que, de acuerdo con 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 de Energía 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. 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. Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SIS, se ha utilizado el modelo CAMAC (Computation and Analysis of Marginas 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 la optimización de flujo en redes generalizado para escenarios estocásticos en la determina- ción de los costos marginales del sistema. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nudos representa- tivos del sistema eléctrico y en un sétimo nodo el SICN. 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 siete nudos. Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginal de energía el cargo por peaje secundario equivalente en energía.