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Pág. 173478 NORMAS LEGALES Lima, domingo 23 de mayo de 1999 2. Sistema Centro Norte El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) se extiende desde Marcona por el sur hasta Talara, y próximamen- te a Tumbes, por el norte; este sistema enlaza la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú. El SICN se extenderá hasta conectarse con el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del año 2000, cuando se ponga en servicio la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. Para el presente período de regulación se debe destacar: 1. La adopción 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 tendrá vigor mientras no se den las condiciones que permitan establecer precios del mercado interno en el gas natural. 2. La realización de un análisis detallado del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y de los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) en los sistemas de transmisión y subtransmisión, el cual ha servido para la revisión de los cargos de transmisión. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el período mayo - octubre 1999. 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 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 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 programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 33 años (1965-1997) y la demanda esperada hasta el año 2003. La representación de la demanda agregada del sistema 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 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 energía se resumió en 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 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 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. 2.1.2.1 Previsión de Demanda Para el período 1999-2003 se consideraron las previsiones de demanda propuestas por el COES-SICN. 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 2 192 14 045 73.1% 3.3% 4.7% 2000 2 274 14 777 74.2% 3.7% 5.2% 2001 2 412 15 675 74.2% 6.1% 6.1% 2002 2 607 16 964 74.3% 8.1% 8.2% 2003 2 778 18 078 74.3% 6.6% 6.6% 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.