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Pág. 213858 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 perados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Artículos 47º al 50º de la Ley7. Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SEIN, se utilizó el modelo PERSEO desa- rrollado por la CTE (hoy OSINERG) y suministrado al COES-SINAC. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales opti- mizando la operación del sistema hidrotérmico con múl- tiples embalses en etapas mensuales; utiliza programa- ción lineal para determinar la estrategia óptima de ope- ración ante diferentes escenarios de hidrología. Los cos- tos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2001-2005) para cada uno de los esce- narios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidrología el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturaliza- dos registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se han utilizado los datos de caudales naturales de los últimos 36 años, incluido el año 2000. De- bido a que para el año 2000 el COES-SINAC presentó in- formación incompleta sobre caudales, se tuvo que efec- tuar un estimado de dichos caudales, en algunos puntos del sistema, para ese año. La representación de la demanda del sistema se reali- zó para cada barra en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales espera- dos 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. En el caso del mantenimiento de las centrales se ha considerado el programa propuesto por el COES-SINAC; sin embargo, se recomienda efectuar estudios para la revi- sión de los programas de largo plazo (2002-2005) a fin de verificar los requerimientos de mantenimiento planteados por el COES-SINAC. 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 lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimización. Las salidas del opti- mizador lineal son luego recogidas por programas de ho- jas 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 disponible en la página web del GART: www.cte.org.pe . 3.1.2 Precio Básico de la Potencia El precio básico de la potencia, cuyos criterios y proce- dimientos están definidos en el Artículo 126º del Regla- mento8, se determinó a partir de la revisión y actualización de un estudio realizado por el OSINERG, el cual considera una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico corres- ponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, se considera asimismo los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Siste- ma, aprobados mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2 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. Finalmente, se presenta la integración de precios bási- cos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1 Previsión de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronóstico de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, peroal cual se le ha corregido los datos de ventas correspon- dientes a los años 1999 y 2000 con la última información disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta de 7Artículo 47 º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cál- culos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determina- rá un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en cons- trucción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elabora- do por el Ministerio de Energía y Minas; b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo ac- tualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, to- mando 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 Tarifas de Energía, 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 marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualiza- ción correspondiente fijada en el Artículo 79º de la presente Ley; f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimien- to 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 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 precios básicos; 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 de Punta 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 presente 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 48 º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán con- siderando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado. Artículo 49 º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. Artículo 50 º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el Artículo 47º deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente. 8Artículo 126 º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientes crite- rios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento están- dar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inver- sión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibi- lidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. II) El monto de la Inversión será determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equi- valente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalación y conexión al sistema. III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.