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PÆg. 253195 NORMAS LEGALES Lima, jueves 16 de octubre de 2003 3.1.2.Precio Básico de la Potencia El precio básico de la potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento8, se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico de potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual. Se considera, asimismo, los factores por la Tasa de IndisponibilidadFortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2.Premisas y Resultados A continuación, se presenta la demanda, el programa 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.Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1. Previsión de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES- SINAC. No obstante, se han tenido en cuenta las siguientes diferencias: • Modificación de la demanda del sistema de distribución de Electro Ucayali S.A. Reducción de pérdidas transver- sales como resultado de las labores de limpieza de conductores, efectuadas por Red de Energía del Perú durante el presente año. Una discusión más detallada de las consideraciones tomadas en cuenta sobre estos dos aspectos puede encontrarse en el Anexo A. • No se ha considerado la demanda de interconexión con el Ecuador por las razones expuestas en el Anexo B. • No se ha considerado la interconexión de la demanda del subsistema San Martín (Tarapoto, Moyobamba y Bellavista) dada la incertidumbre que existe con relación a la fecha de interconexión durante el período de análisis, debido a los continuos retrasos en la fecha informada para su incorporación al SEIN y a la falta defuentes de financiamiento para dicho proyecto. En el Anexo C se consigna mayor información sobre este tema. • Se ha considerado la distribución de la demanda al interior del sistema de transmisión secundario de Electroan- des S.A., de acuerdo a lo determinado en el proceso de fijación de tarifas y compensaciones para el Sistema Secundario de Transmisión de dicha empresa. Con relación al PBI, el crecimiento previsto, para el período de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES-SINAC. 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 SEIN se resume en el Cuadro Nº 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO ha sido necesario desagregarla por barras. 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 el inciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios 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) de l presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes e ntre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualida d 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 Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; 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 Ta sa de Actualización fijada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo 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 aplicable s (equivalente 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 Objeti vo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.