Norma Legal Oficial del día 23 de mayo del año 1999 (23/05/1999)
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NORMAS LEGALES
MORDAZA, MORDAZA 23 de MORDAZA de 1999
3.1.1.1Precio 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. Para la determinacion de los costos marginales de la energia en el SIS, se ha utilizado 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. La demanda se represento a traves de diagramas de duracion mensuales de tres bloques y seis nudos representativos del sistema electrico y en un setimo nudo para 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 formacion de los precios en MORDAZA se agrego al costo marginal de energia el cargo de peaje por conexion y peaje MORDAZA equivalente en energia. 3.1.1.2Precio 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, y considerando los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema. 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 de un periodo de 4 anos. El precio basico de potencia utilizado en la presente fijacion es el correspondiente al determinado en noviembre de 1997, reajustado por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9.5% (D.S. Nº 004-99-EM, publicado el 20 de marzo de 1999) y llevado al mes de marzo de 1999 con su respectiva formula de actualizacion. 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. 3.1.2.1Prevision de Demanda Los datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro Nº 3.1. 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. La MORDAZA demanda contiene el factor de simultaneidad proporcionado por el COES. Al consumo de energia se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmision. Cuadro Nº 3.1
Proyeccion de la Demanda 1999 - 2003
Tasa de Crecimiento Potencia Energia
Ano 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Max. Demanda MW 410 435 507 535 611 639
Consumo Anual GWh 2598 2894 3287 3642 3977 4476
F.C. % 72.4% 76.0% 74.0% 77.7% 74.3% 80.0%
6.1% 16.6% 5.6% 14.1% 19.3%
11.4% 13.6% 10.8% 9.2% 22.9%
3.1.2.2Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en los MORDAZA Nºs. 3.2 y 3.3. Para la recuperacion de la C.H Machupicchu, se ha considerado el siguiente cronograma de reingreso: 75 MW en MORDAZA del 2001 y 65 MW adicionales en diciembre del 2001, con lo cual se tiene una potencia efectiva total de 140 MW a partir de esta fecha. La operacion de la C.H. San Gaban, en actual construccion, se ha considerado a partir de enero del ano 2000. Como oferta termica de generacion, se asumio la operacion de la unidad Nº 4 de la C.T. Calana en MORDAZA de 1999, asi como la ampliacion de la C.T. Mollendo en 74 MW con dos unidades turbogas de ciclo simple en MORDAZA de 1999. El ingreso de los grupos de la central a carbon de Enersur se ha considerado en setiembre del ano 2000 (125 MW) y marzo del ano 2001 (125 MW). Ademas de las obras de transmision indicadas en el Cuadro Nº 3.3, se ha considerado el ingreso de la LT Mantaro - Socabaya en setiembre del ano 2000. Cuadro Nº 3.2
Proyectos de Generacion 1999 - 2003
FECHA DE INGRESO Abr. 1999 Jul. 1999 Ene. 2000 Set. 2000 Jul. 2001 Mar. 2001 Dic. 2001 PROYECTO Ampliacion de la C.T. de Calana (4to Grupo) Ampliacion C.T. Mollendo Ingreso de la C.H. San Gaban II TV N° 1 a Carbon de la C.T. Ilo II Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) TV N° 2 a Carbon de la C.T. Ilo II Reingreso C.H. Machupicchu ( Francis) POTENCIA 6.4 74.0 110.0 125.0 75.0 125.0 65.0 MW Inversion de EGESUR Inversion de EGASA Inversion de Empresa de Generacion Electrica San Gaban Inversion de ENERSUR Inversion EGEMSA Inversion de ENERSUR Inversion EGEMSA DESCRIPCION