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Pág. 196236 NORMAS LEGALES Lima, jueves 21 de diciembre de 2000 2. SISTEMA CENTRO NORTE El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur, hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú se ha conectado con el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del 8 de octubre del presente año, fecha en que se dio inicio a la operación comercial de la línea de transmisión a 220 kV Mantaro- Socabaya. Para el presente período de regulación se destaca: 1. La entrada en operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya que ha dado lugar a la formación del Sistema Interconectado Nacional (SINAC) a partir del mes de octubre del año 2000. 2. El reingreso al servicio de la central Machu Picchu con 90 MW en los primeros meses del año 2001. 3. La entrada en operación comercial el 24 de agosto del año 2000 de la primera unidad a carbón de la central térmica Ilo 2 de Enersur. 4. La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas natural de Camisea en el tercer trimestre del año 2004. 5. La utilización de un precio de referencia para el carbón empleado por la central termoeléctrica Ilo 2 de Enersur, así como el establecimiento de una metodología para su actualización. 6. La revisión del Precio Básico de la Potencia de la unidad de punta para el Sistema Interconectado Nacio- nal. 7. Incorporación del año hidrológico 1999 en las matri- ces de caudales y potencia y actualización de la informa- ción hidrológica para el período 1997-1998 sobre la base de la información suministrada por los titulares de las cen- trales hidroeléctricas. En las secciones que siguen se explican los procedi- mientos y resultados obtenidos del proceso de determina- ción de las tarifas en barra para el período noviembre 2000 - abril 2001. 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 la Energía El Precio Básico de la Energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el siste- ma 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/ Juntar proporcionados por el COES-SICN. Estos mo- delos de despacho de energía para un solo nodo, permi- ten calcular los costos marginales optimizando la ope- ración del sistema hidrotérmico con un solo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizan programa- ción dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El mo- delo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 35 años (1965-1999) y la demanda esperada hasta el año 2004. La representación de la demanda agregada del siste- ma 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 margina- les 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 sólo dos períodos: punta y fuera de punta, para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base. Con el objeto de resolver las limitaciones de los modelos Junred/Juntar para representar el SINAC, laComisión ha desarrollado un nuevo modelo multi-em- balse, multi-nodo y multi-escenario de cálculo de costos marginales. Este nuevo modelo está previsto para ser utilizado a partir de la regulación de precios en barra de mayo 2001. 2.1.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta El Precio Básico de la Potencia de Punta se deter- minó a partir de considerar una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incre- mento 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 (inclui- dos 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. 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 finalmente, la integración de los precios básicos y los peajes de transmisión regulados en mayo 2000, debidamente actualizados, para constituir las Tarifas en Barra. 2.1.2.1 Previsión de Demanda Para el período 2000-2004 se modificaron las previsio- nes de demanda propuestas por el COES-SICN por apli- cación de lo dispuesto en el Art. 123º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El año 1999 fue elegido como año de demanda base. La demanda considerada se resume en el Cuadro Nº 2.1. Cuadro Nº 2.1 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. Cuadro Nº 2.2 El Cuadro Nº 2.3 presenta la información disponible de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Interconectado Centro Norte.