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PÆg. 248150 NORMAS LEGALES Lima, lunes 14 de julio de 2003 de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo dispuesto 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. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite cal- cular los costos marginales optimizando la operación delsistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes esce-narios de hidrología. Los costos marginales se determi- nan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2003-2007)para cada uno de los escenarios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidrología el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos natu-ralizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se han utilizado los datos de caudales naturales de los últimos 37 años, con informa-ción histórica, hasta el año 2001. La representación de la demanda del sistema se rea- lizó para cada barra en diagramas de carga mensual detres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales es- perados se calcularon para cada uno de los tres bloquesde 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 fuerade punta (para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base). En el caso del mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas se corrigió el programa propuesto por el COES-SINAC sobre la base de la infor- mación histórica y prácticas estándares recomendadaspara cada tipo de unidad de generación. La corrección señalada se efectuó como resultado de los estudios en- cargados por el OSINERG para la revisión de los progra-mas de mantenimiento de mediano plazo. 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 li- neal. Las restricciones una vez construidas son someti- das a un motor de programación lineal (herramientaCPLEX) que resuelve el problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar elanálisis y gráfico de los resultados. Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de pruebay datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponi- ble en la página WEB del OSINERG: www.osinerg.gob.pe . 3.1.2. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y pro- cedimientos de cálculo se encuentran definidos en elArtículo 126º del Reglamento 8, se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económi- ca para abastecer el incremento de la demanda durantelas horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de la Potencia corresponde a la anualidad de la inver- sión en la unidad de punta (incluidos los costos de co-nexión) más sus costos fijos de operación y manteni- miento anual; se considera asimismo los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Mar-gen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000.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 artículo79º 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 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 proyectada, debidamente actualizados; 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 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 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 de Punta 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 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 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 en los meses de marzo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviem-bre, respectivamente. 8Artículo 126º.- 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 elinciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientescriterios 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 están-dar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento están- dar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas lasunidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario decapacidad 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 Inversión 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 Cos- to de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubica-ción. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándarentre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibili- dad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo delsistema; 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 Actualizaciónfijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para elequipo 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 (equiva- lente 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 enla Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presen- te artículo. 7Artículo 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 cuarentiocho meses y determina- rá un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar enoperación 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;