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PÆg. 253194 NORMAS LEGALES Lima, jueves 16 de octubre de 2003 3.1.1.Precio Básico de la Energía El precio básico de la energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentran establecidos en el Artículo 125º del Reglamento6, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema 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 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 operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinancomo 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 naturaliza- dos registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se han utilizado los datos de caudales naturales de los últimos 38 años, con información histórica, hasta el año 2002. 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 marginales esperadosse calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos margi- nales, 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 hidroeléctricas y termoeléctricas se ha procedido a retirar del progra- ma propuesto por el COES-SINAC los mantenimientos menores para el período 2004 - 2007. Mayor detalle sobreeste punto se presenta en el Anexo E del presente informe. El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restric- ciones 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 optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráficode 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 de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG: www.cte.org.pe . 6Artículo 125º.- 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 79 º de la Ley y un número de períodos de 48 meses. 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 determinará un programa de obras de generación y transmisión fac tibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Ref erencial 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 perío do 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 C omisión 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 máxim a 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 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 Bási co 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 Ener gía 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 Adaptado. 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 noviembre, respectivamente.