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Pág. 212067 NORMAS LEGALES Lima, martes 30 de octubre de 2001 2.5 Fijación de Tarifas en Barra La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG ha evaluado los cálculos propuestos por el COES-SINAC y luego de su análisis, somete a considera- ción del Consejo Directivo del OSINERG el presente informe que contiene el resultado de los estudios realiza- dos tomando en cuenta toda la información obtenida en el proceso de regulación tarifaria y propone, para su aprobación, las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste determinadas para el período noviembre 2001 - abril 2002. Las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, deberán ser publicadas en el Diario Oficial El Peruano y complementariamente en la página WEB del OSINERG, antes del 31 de octubre de 2001. 3. 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: 1. El reingreso al servicio de la central Machupicchu con 90 MW en el segundo trimestre del año 2001. 2. El ingreso de las centrales hidroeléctricas de Huan- za (86 MW), Tarucani (49 MW) y Marañón (90 MW) dentro del horizonte de estudio. 3. La inclusión de las primeras unidades que utiliza- rán el gas natural de Camisea en el segundo trimestre del año 2004. 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 noviembre 2001 - abril 2002. 3.1 Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN. 3.1.1 Precio Básico de la Energía El precio básico de la energía, cuyos criterios y proce- dimientos están definidos en el Artículo 125º del Regla- mento4, 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 Ley5. 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 operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cober- tura de la demanda (2001-2005) para cada uno de los escenarios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidro- logía , el modelo PERSEO utiliza los caudales históri- cos naturalizados registrados en los diferentes pun- tos de interés. Para el presente estudio se han utili- zado los datos de caudales naturales de los últimos 36 años, incluido el año 2000. Debido a que para el año 2000 el COES-SINAC presentó información incom- pleta sobre caudales, se tuvo que efectuar un estima- do de dichos caudales, en algunos puntos del sistema, para ese año. 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 estudio. En consecuencia, los costos margina- les 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 tarifari os, el costode la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta, para el período fuera de punta se consi- deraron 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 efec- tuar estudios para la revisión de los programas de largo plazo (2002-2005) a fin de verificar los reque - rimientos de mantenimiento planteados por el COES-SINAC. El modelo PERSEO está constituido por un pro- grama (escrito en FORTRAN y C) que permite cons- truir las restricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez cons- truidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el proble- ma de optimización. Las salidas del optimizador li- neal 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 disponi- ble en la página web del GART: www.cte.org.pe . 4Artículo 125 º.- 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 respectivo costo marginal de cada período proyectado; b)Se calculará el Valor Presente de la demanda de cada período proyectado; y, c)Se obtendrá el cociente de a) y b). El Valor Presente señalado en los incisos a) y b) serán obtenidos empleando la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79º de la Ley y un número de períodos de 48 meses. 5Artículo 47 º.- 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 determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en construc- ción 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 Tarifas de 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 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 Actualización correspondiente fijada en el Artículo 79º de la presente Ley; f)Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento 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 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adap- tado. 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.