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Pág. 187888 NORMAS LEGALES Lima, domingo 11 de junio de 2000 1. Introducción Con fecha 15 de abril de 2000 la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) publicó la Resolución Nº 004-2000 P/ CTE que fija las Tarifas en Barra para el período mayo - octubre 2000. El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º), relacio- nadas con la obligación de la CTE de dar a conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas; resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barra del período indicado. Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada uno de ellos se proporciona información detallada sobre la determi- nación de las tarifas que incluye los datos básicos y los resultados del cálculo. Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas. Para calcular los precios básicos de la energía se usan modelos matemáticos de optimización y simula- ción de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determina a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suminis- trar potencia de punta, incluida la conexión al siste- ma de transmisión. Para determinar los precios en barra en los sistemas interconectados se agregan a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calculó por el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmi- sión y el costo marginal. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron compa- rados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distri- buidoras. En la presente regulación se ha efectuado la revisión de los Costos Eficientes de Inversión y los Costos de Operación y Mantenimiento de las redes del Sistema Principal de Transmisión. Para los sis- temas secundarios de transmisión se continuarán aplicando los cargos determinados para la regula- ción de precios en barra de mayo 1999, debidamente actualizados. Finalmente, se han revisado las tari- fas de tres sistemas aislados típicos y efectuado el análisis sobre los costos del Centro de Control a reconocer para la supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión de los sistemas interco- nectados. 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 extenderá hasta conectarse con el Sistema Interco- nectado del Sur (SIS) a partir del presente año, cuando se ponga en servicio la línea de transmisión a 220 kV Mantaro-Socabaya. Para el presente período de regulación se debe desta- car: 1. La entrada en operación de la línea de transmi- sión a 220 kV Mantaro-Socabaya que dará lugar a la formación del Sistema Eléctrico Interconectado Na- cional (SEIN) a partir del mes de setiembre del año 2000.2. La revisión del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Principal de Transmisión de ETECEN. 3. El reingreso al servicio de la central Machupicchu con 90 MW en el primer trimestre del año 2001. 4. El ingreso al servicio de la primera unidad a carbón de ENERSUR en el segundo semestre del año 2000. En las secciones que siguen se explican los procedi- mientos y resultados obtenidos en el proceso de determi- nación de las tarifas en barra para el período mayo - octubre 2000. 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 men- suales; utilizan programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, me- diante simulación, determinan estrategias de opera- ción del parque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 34 años (1965-1998) y la demanda esperada hasta el año 2004. 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 sólo 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 de- manda 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 los costos fijos de operación y mantenimiento anual, y considerando los factores por la Tasa de Indisponibili- dad 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 Tari- fas en Barra. 2.1.2.1 Previsión de Demanda Para el período 2000-2004 se modificaron las previ- siones de demanda propuestas por el COES-SICN por aplicación 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 consi- derada se resume en el Cuadro Nº 2.1.