Norma Legal Oficial del día 09 de julio del año 2001 (09/07/2001)

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, lunes 9 de MORDAZA de 2001

de su Reglamento3 , estan constituidos por los precios de potencia y energia en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de perdidas. Cabe senalar que los precios basicos de la potencia y la energia en la MORDAZA MORDAZA, aprobados por el OSINERG representan en promedio una reduccion de 2,5% con respecto a los precios vigentes al momento de entrar en vigencia la regulacion semestral (1 de MORDAZA 2001); para estos mismos precios el COES habia propuesto incrementos del orden de 17,0% y 29,8% respectivamente, valores que fueron posteriormente corregidos por el mismo COES a incrementos de 15,8% para la potencia y 19,3% para la energia, en respuesta a las observaciones efectuadas por la entonces Comision de Tarifas de Energia a su propuesta inicial. El precio basico de la energia se determino utilizando el modelo matematico de optimizacion y simulacion de la operacion de sistemas electricos: PERSEO. El precio basico de la potencia corresponde a los costos unitarios de inversion y costos fijos de operacion de la maquina mas adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexion al sistema de transmision. Los precios en MORDAZA se calcularon agregando a los costos marginales de energia los cargos por la transmision involucrada. El cargo por transmision de los sistemas principales se calculo aplicando el metodo establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido este como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmision y el costo marginal. Los precios (teoricos) determinados a traves del modelo de optimizacion y simulacion fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Articulo 53º de la Ley y Articulo 129º del Reglamento. La informacion de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta ademas lo dispuesto por el Reglamento para la Comercializacion de Electricidad en un Regimen de MORDAZA de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EM, del 18 de setiembre del ano 2000. Para la regulacion de precios de la transmision se ha efectuado la revision completa del comportamiento del SINAC a fin de establecer la configuracion del Sistema Principal de Transmision (SPT). Como resultado se ha modificado el SPT mediante la incorporacion de unas instalaciones y el retiro de otras. Asimismo, de acuerdo con el mandato del Articulo 139º del Reglamento, para la presente regulacion se han determinado los cargos en la transmision secundaria. Finalmente, se ha efectuado la revision de los costos de las instalaciones y de la operacion y mantenimiento del Centro de Control a reconocer para la supervision y control del Sistema Principal de Transmision. En lo que respecta a los sistemas aislados, para la presente regulacion se preve mantener las tarifas vigentes de todos ellos, debidamente actualizadas. 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 2001. 2. Precios Basicos 2.1 Procedimientos de Calculo Esta seccion describe los procedimientos generales y modelos empleados para el calculo de los precios basicos en el SINAC. 2.1.1 Precio Basico de la 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 Articulos 47º al 50º de la Ley de Concesiones Electricas. Para la determinacion de los costos marginales de la energia en el SINAC, se utilizo el modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energia multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operacion del sistema hidrotermico con multiples embalses en etapas mensuales; utiliza programacion lineal para determinar la estrategia optima de operacion ante diferentes escena-

MORDAZA de hidrologia. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restriccion de cobertura de la demanda para cada uno de los escenarios hidrologicos. El modelo fue utilizado con datos de hidrologia de un periodo de 35 anos (1965-1999) y la demanda esperada hasta el ano 2005. La representacion de la demanda del sistema se realizo para cada MORDAZA en diagramas de carga 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 solo dos periodos: punta y fuera de punta, para el periodo fuera de punta se consideraron los bloques de media y base. En el caso del mantenimiento de las centrales se ha considerado el programa propuesto por el COES; sin embargo, se ha identificado la necesidad recomienda efectuar estudios para la revision de los programas de largo plazo (2002-2005) a fin de verificar los requerimientos estandar planteados por el COES. El modelo MORDAZA esta constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programacion lineal. El problema de optimizacion es resuelto empleando el programa CPLEX. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de calculo que permiten efectuar el analisis y grafico de los resultados. La herramienta MORDAZA esta disenada de tal modo que el usuario puede intervenir para investigar si las restricciones de programacion lineal que definen su sistema estan correctamente construidas. 2.1.2 Precio Basico de la Potencia de Punta 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 (Resolucion Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000). 2.2 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 posteriormente 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. 2.2.1 Prevision de Demanda Para el periodo 2001 - 2005 se consideraron las previsiones de la demanda eligiendo como ano de demanda base el ano 2000. El modelo empleado para efectuar el pronostico de la demanda es el mismo propuesto por el COES, pero al cual se le corrigieron los datos de entrada con la MORDAZA informacion disponible en la CTE (hoy OSINERG) sobre ventas del ano 2000, asi como las perdidas en distribucion reconocidas y esperadas para los proximos cuatro anos. Al consumo de energia se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmision. La demanda considerada para el SINAC se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de produccion. Para su utilizacion en el modelo MORDAZA debe ser desagregada por barras.

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En este Informe los terminos "Ley" y "Reglamento" se refieren a la Ley de Concesiones Electricas (D.L. Nº 25844) y a su Reglamento (D.S. Nº 009-93-EM) respectivamente.