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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G34/G32/G34/G31 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 11 de agosto de 2004 Cuadro Nº 1.6 Fijación de Tarifas en Barra (OSINERG) TARIFAS UnidadesVigente al 1 Mayo 2004Recursos de Reconsi- deraciónVariación Precio Promedio de la Ener gíactm S/./kWh 8,66 8,72 0,8% Precio de la PotenciaS/./kW-mes 16,09 16,30 1,3% Peaje por ConexiónS/./kW-mes 15,11 15,23 0,8% Precio Promedio Total (*)ctm S/./kWh 16,33 16,51 0,9% (*) Se asume Factor de Carga = 56,3% y % Energía en Horas Punta = 25,1% 2. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país. Para el presente período de regulación se destaca: El ingreso de las centrales hidroeléctricas de Poe- chos (15 MW) y Yuncán (130 MW) dentro del horizonte de estudio. La ampliación de capacidad del grupo 1 de la central termoeléctrica de Aguaytía (6 MW) y de la central hidro- eléctrica de Callahuanca (7,5 MW). El incremento de la potencia efectiva del complejo Mantaro. La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas natural de Camisea a partir del mes de setiembredel presente año. En las secciones que siguen se explican los procedimien- tos y resultados obtenidos en el proceso de determinación de las Tarifas en Barra para el período mayo - octubre 2004. 2.1. Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios bási- cos en el SEIN. 2.1.1. Precio Básico de la Energía El Precio Básico de la Energía, cuyos criterios y proce- dimientos de determinación se encuentran establecidosen el Artículo 125º del Reglamento 9, se calcula a partir de los costos marginales esperados en el sistema de genera- ción para los 48 meses del período de análisis de acuerdocon lo dispuesto en los Artículos 47º al 50º de la Ley 10. Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SEIN, se utilizó el modelo PERSEO. Estemodelo de despacho de energía multinodal, permite cal- cular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapasmensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes esce- narios de hidrología. Los costos marginales se determi-naron como el promedio de las variables duales asocia- das a la restricción de cobertura de la demanda (2004- 2008) para cada uno de los escenarios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos natu- ralizados registrados en los diferentes puntos de interés.Para el presente proceso tarifario se utilizaron los datos de caudales naturales de los últimos 38 años, con infor- mación histórica, hasta el año 2002. La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra, en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estu-dio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (pun- ta, 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 consideran los bloques de media y base). En el caso del mantenimiento de las centrales hidro- eléctricas y termoeléctricas, se procedió a retirar del pro- grama propuesto por el COES-SINAC los mantenimien-tos menores. Asimismo, se corrigió el programa de man- tenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas.Para la representación de las restricciones impuestas por la Resolución Ministerial Nº 0149-98-AG, referidas al control de los desembalses del lago Junín, se modificó temporalmente el modelo PERSEO. El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las res- tricciones que definen un problema de programación li-neal. Las restricciones una vez construidas son someti- das a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimización. Lassalidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resultados. Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponibleen la página web de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG: www.cte.org.pe. Así mismo, el OSINERG ha puesto a disposición el portal www.cte.org.pe/ perseo, a través del cual los interesados pueden efectuar sus simulaciones utilizando el modelo PERSEO. 9Artículo 125º.- El Precio Básico de la Energía, a que se refiere el inciso d) del Artículo 47º de la Ley, será calculado mediante el siguiente procedimiento: a) Se calculará el Valor Presente del producto de la demanda por el respec- tivo costo marginal de cada período proyectado; b) Se calculará el Valor Presente de la demanda de cada período proyecta- do; y, c) Se obtendrá el cociente de a) y b). El Valor Presente señalado en los incisos a) y b) serán obtenidos em- pleando la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79º de la Ley y un número de períodos de 48 meses. 10Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determi- nará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren enconstrucción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas; b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrología, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79º de la presente Ley; c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifasde Energía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite anterior; d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos margina- les antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e) Determinará el tipo de unidad gener adora más económica para suminis- trar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley; f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedi- miento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo pre- cedente; g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión. Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los preciosbásicos; h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia dePunta por el respectivo factor de pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60º de la pre- sente Ley; y, i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de pérdidas de energía. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta yEnergía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adapta- do. Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47º deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzoo septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviem- bre, respectivamente.