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Pág. 173488 NORMAS LEGALES Lima, domingo 23 de mayo de 1999 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 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. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nudos representativos del sistema eléctrico y en un sétimo 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 formación de los precios en barra se agregó al costo marginal de energía el cargo de peaje por conexión y 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, y considerando los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema. 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 de un período de 4 años. El precio básico de potencia utilizado en la presente fijación 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 actualización. 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 Sistema Sur se presentan en el Cuadro Nº 3.1. 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. La máxima demanda contiene el factor de simultaneidad proporcionado por el COES. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión. Cuadro Nº 3.1 Proyección de la Demanda 1999 - 2003 Máx. Demanda Consumo Anual F.C.Tasa de Crecimiento MW GWh %Potencia Energía 1998 410 2598 72.4% 1999 435 2894 76.0% 6.1% 11.4% 2000 507 3287 74.0% 16.6% 13.6% 2001 535 3642 77.7% 5.6% 10.8% 2002 611 3977 74.3% 14.1% 9.2% 2003 639 4476 80.0% 19.3% 22.9%Año 3.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nºs. 3.2 y 3.3. Para la recuperación de la C.H Machupicchu, se ha considerado el siguiente cronograma de reingreso: 75 MW en julio 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 operación de la C.H. San Gabán, en actual construcción, se ha considerado a partir de enero del año 2000. Como oferta térmica de generación, se asumió la operación de la unidad Nº 4 de la C.T. Calana en abril de 1999, así como la ampliación de la C.T. Mollendo en 74 MW con dos unidades turbogas de ciclo simple en julio de 1999. El ingreso de los grupos de la central a carbón de Enersur se ha considerado en setiembre del año 2000 (125 MW) y marzo del año 2001 (125 MW). Además de las obras de transmisión indicadas en el Cuadro Nº 3.3, se ha considerado el ingreso de la LT Mantaro - Socabaya en setiembre del año 2000. Cuadro Nº 3.2 Proyectos de Generación 1999 - 2003 FECHA DE INGRESOPROYECTO POTENCIA MW DESCRIPCION Abr. 1999 Ampliación de la C.T. de Calana (4to Grupo) 6.4 Inversión de EGESUR Jul. 1999 Ampliación C.T. Mollendo 74.0 Inversión de EGASA Ene. 2000 Ingreso de la C.H. San Gabán II 110.0 Inversión de Empresa de Generación Eléctrica San Gabán Set. 2000 TV N° 1 a Carbón de la C.T. Ilo II 125.0 Inversión de ENERSUR Jul. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) 75.0 Inversión EGEMSA Mar. 2001 TV N° 2 a Carbón de la C.T. Ilo II 125.0 Inversión de ENERSUR Dic. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Francis) 65.0 Inversión EGEMSA