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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G39/G39/G33/G34/G32 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 29 de agosto de 2005 Para el presente período de regulación se destaca: La operación de la central hidroeléctrica de Yuncán (130 MW). La ampliación de capacidad de la central hidroeléctrica de Callahuanca (7,5 MW) El aumento de la potencia efectiva de la central Mantaro (663,18 MW). La conversión de la unidad Westinghouse de la central termoeléctrica Santa Rosa para operar utilizandoel gas natural de Camisea (121,33 MW). La conversión de la TG3 de Ventanilla de ciclo simple a ciclo combinado a partir de julio 2006. La incorporación en la oferta de la central termoeléctrica de Egechilca (520 MW), operando con gas natural. La aplicación del nuevo horizonte de estudio, conforme a la modificación efectuada al Artículo 47º de la LCE, mediante Ley Nº 28447; según el cual se debeconsiderar un año previo y dos años futuros 10. La incorporación de la oferta y demanda extranjeras, conforme a lo dispuesto en la modificaciónefectuada al Artículo 47º de la LCE mediante Ley Nº 28447. El uso, como precios del mercado interno de los combustibles líquidos y el carbón, de los precios de referencia de importación que publica el OSINERG, conforme a la modificación introducida en el Artículo 124ºdel Reglamento, mediante Decreto Supremo Nº 012-2005- EM 11. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos, en el proceso de determinación de las Tarifas en Barra para el período mayo2005 - abril 2006. 2.1. Procedimientos de CálculoEsta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los preciosbásicos en el SEIN. 2.1.1. Precio Básico de la EnergíaEl precio básico de la energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentranestablecidos en el Reglamento, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 36 meses del período de análisisde acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47º al 50º de la Ley 12. Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SEIN, se utilizó el modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operacióndel sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación antediferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinaron como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de coberturade la demanda (2004-2007) para cada uno de los escenarios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente proceso regulatorio se utilizaronlos datos de caudales naturales de los últimos 39 años, con información histórica, hasta el año 2003. 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 36 meses del período de estudio. En consecuencia, los costosmarginales esperados se calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costode 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 programa mantenimiento, se corrigió lo correspondiente al programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Eldetalle de las modificaciones efectuadas se presenta en el Anexo E del Informe OSINERG-GART/DGT Nº 020A-2005.Como parte del control de los desembalses del Lago Junín se consideraron las restricciones impuestas por la Resolución Ministerial Nº 0149-98-AG. El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vezconstruidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX®) que resuelve el problema de optimización. Las salidas deloptimizador 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 10Hasta la regulación de noviembre de 2004, se consideraba un horizonte de estudio de cuatro años futuros. 11Hasta la regulación de noviembre de 2004, se consideraba los precios del mer-cado interno, teniendo como límite los precios que publicase una entidad espe-cializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional. 12Artículo 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 veinticuatro (24) meses y deter- minará un programa de obras de generación y transmisión factibles de en-trar en operación en dicho período.La proyección a que se refiere el párrafo precedente considerará como unaconstante la oferta y demanda extranjeras sobre la base de datos históricosde las transacciones del último año. El Reglamento de Importación y Expor-tación de Electricidad (RIEE) establecerá el procedimiento correspondien-te; b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo ac- tualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estu-dio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, loscostos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere elartículo 79º de la presente Ley.El período de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) me-ses a que se refiere el inciso a) precedente y los doce (12) meses anterio-res al 31 de marzo de cada año. Respecto de estos últimos se considerarála demanda y el programa de obras históricos; c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas deEnergía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acá-pite anterior; d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginalesantes calculados y la demanda, debidamente actualizados al 31 de marzodel año correspondiente; e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del siste-ma eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actuali-zación 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 su-perior la anualidad obtenida en el inciso anterior.En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará paraeste fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente; 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 esteproducto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60º de la presen-te 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 acada 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 del mes de marzo delaño de la fijación.