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Pág. 228385 NORMAS LEGALES Lima, domingo 18 de agosto de 2002 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.La entrada en operación comercial de la línea de transmisión Oroya - Carhuamayo - Paragsha - Viz- carra 220 kV a partir del mes de octubre de 2002. 2.La incorporación de la demanda del sistema ais- lado de Pucallpa como parte del SEIN en agosto de 2002. 3.El ingreso de las centrales hidroeléctricas de Huanchor (18 MW), Poechos (16 MW), Yuncán (130 MW) y Huanza (86 MW) dentro del horizonte de estudio. 4.La inclusión de las primeras unidades que utiliza- rán el gas natural de Camisea en el año 2004. En las secciones que siguen se explican los procedi- mientos y resultados obtenidos en el proceso de de- terminación de las Tarifas en Barra para el período mayo 2002 - octubre 2002. 3.1Procedimientos 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, cuya metodología de cálculo se encuentra establecida en el Artículo 125º del Reglamento11, se determinó a partir de los cos- tos marginales esperados en el sistema de genera- ción para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Artículos 47º al 50º de la Ley12. 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 operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de opera- ción ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2002-2006) para cada uno de los escenarios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidrología el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos na- turalizados 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. La representación de la demanda del sistema se rea- lizó 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 mar- ginales 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 tari- farios, 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 corregido el programa propuesto por el COES-SINAC en lo que respecta a la C.H. Cañón del Pato; esto constituye una revisión sólo parcial, se deberán efec- tuar los estudios necesarios para la revisión de los programas de mediano plazo (2002-2006) a fin de verificar la eficiencia de los requerimientos de man- tenimiento planteados por el COES-SINAC.El modelo PERSEO está constituido por un progra- ma (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de progra- mación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (he- rramienta CPLEX) que resuelve el problema de opti- mización. Las salidas del optimizador lineal son lue- go recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resulta- dos. Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuen- tra disponible en la página web de la Gerencia Ad- junta de Regulación Tarifaria (en adelante "GART") del OSINERG: www.cte.org.pe . 11 Artículo 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 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. 12 Artículo 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 determi- nará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en construcción 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 margina- les antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e)Determinará el tipo de unidad generadora 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 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 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 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 mar- zo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de no- viembre, respectivamente.