Norma Legal Oficial del día 23 de mayo del año 1999 (23/05/1999)
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2. Sistema Centro Norte
NORMAS LEGALES
MORDAZA, MORDAZA 23 de MORDAZA de 1999
El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) se extiende desde Marcona por el sur hasta Talara, y proximamente a Tumbes, por el norte; este sistema enlaza la mayor parte de ciudades de la region central y norte del Peru. El SICN se extendera hasta conectarse con el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del ano 2000, cuando se ponga en servicio la linea de transmision Mantaro-Socabaya. Para el presente periodo de regulacion se debe destacar: 1. La adopcion de un precio de referencia para el gas natural, el cual se utiliza para fijar el costo variable de este combustible; en lugar de las declaraciones de precios de los generadores. Esta referencia tendra MORDAZA mientras no se den las condiciones que permitan establecer precios del MORDAZA interno en el gas natural. 2. La realizacion de un analisis detallado del Valor MORDAZA de Reemplazo (VNR) y de los Costos de Operacion y Mantenimiento (COyM) en los sistemas de transmision y subtransmision, el cual ha servido para la revision de los cargos de transmision. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del MORDAZA de determinacion de las tarifas en MORDAZA para el periodo MORDAZA - octubre 1999. 2.1 Precios Basicos 2.1.1 Procedimientos de Calculo Esta seccion describe los procedimientos generales y modelos empleados para el calculo de los precios basicos en el SICN. 2.1.1.1Precio 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 SICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energia para un solo nudo, permiten calcular los costos marginales optimizando la operacion del sistema hidrotermico con un solo embalse (el lago Junin) en etapas mensuales; utilizan programacion dinamica estocastica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulacion, determinan estrategias de operacion del MORDAZA generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrologia de un periodo de 33 anos (1965-1997) y la demanda esperada hasta el ano 2003. La representacion de la demanda agregada del sistema en un solo nodo se realizo en diagramas de duracion mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del periodo de estudio. En consecuencia, los costos marginales 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 energia se resumio en dos periodos: punta y fuera de punta; para el periodo fuera de punta se consideraron los bloques de media y base. 2.1.1.2Precio Basico de Potencia El precio basico de la potencia se determino a partir de considerar una unidad turbogas como la alternativa mas economica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de MORDAZA demanda anual. El precio basico corresponde a 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 por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita 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 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. 2.1.2.1Prevision de Demanda Para el periodo 1999-2003 se consideraron las previsiones de demanda propuestas por el COES-SICN. El ano 1998 fue elegido como ano de demanda base. La demanda considerada se resume en el Cuadro Nº 2.1.
Cuadro Nº 2.1
Proyeccion de la Demanda 1999 - 2003
Ano 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Max. Demanda MW 2 121 2 192 2 274 2 412 2 607 2 778 Consumo Anual GWh 13 410 14 045 14 777 15 675 16 964 18 078 F.C. % 72.2% 73.1% 74.2% 74.2% 74.3% 74.3% Tasa de Crecimiento Potencia Energia 3.3% 3.7% 6.1% 8.1% 6.6% 4.7% 5.2% 6.1% 8.2% 6.6%
2.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generacion empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en el Cuadro Nº 2.2. La configuracion de este programa resulta de considerar el plan mas probable de entrar en servicio durante los proximos cuatro anos, para abastecer la demanda de manera economica.