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Pág. 187899 NORMAS LEGALES Lima, domingo 11 de junio de 2000 3. Sistema Sur El Sistema Interconectado del Sur (SIS) es el segundo sistema interconectado del país en razón a su tamaño. Tiene una máxima demanda del orden de 450 MW y un consumo de energía de aproximadamente 3000 GWh por año. Está constituido por los subsistemas Sur Este y Sur Oeste. Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero de 1997, mes en el cual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya - Santuario. Durante el presente período de regulación se prevé la interconexión de los sistemas Centro-Norte y Sur a través de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. Esta interconexión que dará origen al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) dará lugar también a la necesidad de integrar a los titulares de generación y transmisión en un solo COES de alcance nacional. Del mismo modo, a partir de la próxima regulación se em- pleará una sola unidad de punta para la determinación del precio de la potencia. Los siguientes hechos constituyen temas relevantes para la presente regulación de precios en barra en el SIS: 1. De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y el Artículo 129º del Reglamento, antes de fijar las tarifas definitivas debe efectuarse la compa- ración entre precios libres y teóricos. En el caso del SIS, la disposición complementaria contenida en el D.S. Nº 021-97-EM, establece que para la compara- ción prevista en el Artículo 129º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, y hasta la fijación de tarifas en barra de mayo del año 2001 inclusive, la Comisión de Tarifas de Energía debe tomar como precio promedio ponderado para el Sistema Interco- nectado Sur, el valor resultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando un sistema de generación Económicamente Adaptado. 2. La central hidroeléctrica de Machupicchu retor- nará al servicio a partir del primer trimestre del año 2001. A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica de Machupicchu quedó fuera de servicio. De acuerdo con la última informa- ción suministrada por EGEMSA, la central de Ma- chupicchu debe retornar al servicio, con una primera etapa de 3 x 30 MW (90 MW), durante el primer trimestre del año 2001. 3.1 Precios Básicos 3.1.1 Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SIS. 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 genera- ción para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º de la Ley de Concesiones Eléctricas. 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 optimi- zando la operación del sistema hidrotérmico con múlti- ples embalses en etapas mensuales; utiliza la optimiza- ción de flujo en redes generalizado para escenarios estocásticos en la determinación de los costos margina- les del sistema. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nodos repre- sentativos del sistema eléctrico y un séptimo nodo para el SICN. Como consecuencia, los costos marginales espe- rados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de los siete nodos. Para la formación de los precios en barra en cada nodo, se agregó a los costos marginales de la energía el respectivo cargo de 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 diagra- ma 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 noviem- bre 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 actualizado por su respectiva fórmula de actualización. El valor anterior del Precio Básico de la Potencia tendrá validez hasta la oportunidad en que se produzca la interconexión del SICN y SIS que dará origen al SEIN. A partir de la interconexión se ha determinado que para fijar el Precio Básico de la Potencia se deberá utilizar una máquina de 122,48 MW ubicada en Lima (Subestación San Juan a 220 kV). 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 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 incorpora- ción de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrifica- ción rural de las empresas de distribución. La máxima demanda contiene el factor de simulta- neidad 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 2000 - 2004 Máx. Demanda Consumo Anual F.C.Tasa de Crecimiento MW GWh %Potencia Energía 1999 422 2795 75,6% 2000 444 2987 76,8% 5,3% 6,9% 2001 471 3169 76,8% 6,1% 6,1% 2002 491 3334 77,5% 4,2% 5,2% 2003 570 3906 78,2% 16,1% 17,2% 2004 584 4116 80,4% 19,0% 23,4%Año 3.1.2.2 Programa de Obras El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nº 3.2 y 3.3 . Para el plan de obras se ha tomado en cuenta la informa- ción proporcionada por la empresa EGEMSA, responsable del proyecto para la recuperación de la C.H Machupicchu, la que presenta un programa para el reingreso de la central en dos etapas: 90 MW (turbinas Pelton) en el primer trimestre del año 2001 y 70 MW adicionales con fecha de ingreso aún por confirmar. Para la presente fijación de Tarifas no se ha considerado la segunda etapa de la C.H Machupicchu. Otra de las obras destacables del período es el ingreso de la central a carbón de ENERSUR con una unidad de 125 MW en setiembre del año 2000 y una segunda unidad de 125 MW en julio del año 2003. 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.