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Pág. 206410 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 de su Re glamento3, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas. Cabe señalar que los precios básicos de la potencia y la energía en la barra Lima, aprobados por el OSI- NERG representan en promedio una reducción de 2,5% con respecto a los precios vigentes al momento de entrar en vigencia la regulación semestral (1 de mayo 2001); para estos mismos precios el COES había pro- puesto incrementos del orden de 17,0% y 29,8% respec- tivamente, valores que fueron posteriormente corregi- dos por el mismo COES a incrementos de 15,8% para la potencia y 19,3% para la energía, en respuesta a las observaciones efectuadas por la entonces Comisión de Tarifas de Energía a su propuesta inicial. El precio básico de la energía se determinó utilizan- do el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos: PERSEO. El precio básico de la potencia corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión. Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmi- sión involucrada. El cargo por transmisión de los siste- mas principales se calculó aplicando el método esta- blecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal. Los precios (teóricos) determinados a través del mode- lo de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La informa- ción de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta además lo dispuesto por el Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Li- bertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EM, del 18 de setiembre del año 2000. Para la regulación de precios de la transmisión se ha efectuado la revisión completa del comportamiento del SINAC a fin de establecer la configuración del Sistema Principal de Transmisión (SPT). Como resul- tado se ha modificado el SPT mediante la incorpora- ción de unas instalaciones y el retiro de otras. Asimismo, de acuerdo con el mandato del Artículo 139º del Reglamento, para la presente regulación se han determinado los cargos en la transmisión secundaria. Finalmente, se ha efectuado la revisión de los costos de las instalaciones y de la operación y mantenimiento del Centro de Control a reconocer para la supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión. En lo que respecta a los sistemas aislados, para la presente regulación se prevé mantener las tarifas vi- gentes de todos ellos, debidamente actualizadas. En las secciones que siguen se explican los procedi- mientos y resultados obtenidos del proceso de determi- nación de las tarifas en barra para el período mayo - octubre 2001. 2. Precios Básicos 2.1 Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SINAC. 2.1.1 Precio Básico de la Energía El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados 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 Ley de Concesiones Eléctricas. Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SINAC, se utilizó el modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite cal- cular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programació n lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes escena-rios de hidrología. Lo s costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda para cada uno de los escenarios hidrológicos. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 35 años (1965-1999) y la demanda esperada hasta el año 2005. La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra en diagramas de carga men- sual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos margi- nales 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 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; sin embargo, se ha identificado la necesidad recomienda efectuar estudios para la revisión de los programas de largo plazo (2002-2005) a fin de verificar los requeri- mientos estándar planteados por el COES. El modelo PERSEO está constituido por un progra- ma (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programación lineal. El problema de optimización es resuelto em- pleando el programa CPLEX. Las salidas del optimiza- dor lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resultados. La herramienta PERSEO está diseñada de tal modo que el usuario puede intervenir para investi- gar si las restricciones de programación lineal que definen su sistema están correctamente construidas. 2.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la de- manda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico corresponde 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, y considerando los factores por la Tasa de Indis- ponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reser- va Firme Objetivo del sistema (Resolución Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000). 2.2 Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el progra- ma 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 posteriormente la determinación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1 Previsión de Demanda Para el período 2001 - 2005 se consideraron las previsiones de la demanda eligiendo como año de demanda base el año 2000. El modelo empleado para efectuar el pronóstico de la demanda es el mismo propuesto por el COES, pero al cual se le corrigieron los datos de entrada con la última información disponible en la CTE (hoy OSINERG) sobre ventas del año 2000, así como las pérdidas en distribución reconocidas y esperadas para los próximos cuatro años. 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. La demanda considerada para el SINAC se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERS EO debe ser desagregada por barras. 3En este Informe los términos "Ley" y "Reglamento" se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº 25844) y a su Reglamento (D.S. Nº 009-93-EM) respectivamente.