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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G35/G39/G39/G35/G31 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 17 de enero de 2004 2.1. Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicosen el SEIN. 2.1.1. Precio Básico de la EnergíaEl precio básico de la energía, cuyos criterios y pro- cedimientos de determinación se encuentran estableci-dos en el Artículo 125º del Reglamento 8, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisisde acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47º al 50º de la Ley 9. 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 38 años, con informa-ción histórica, hasta el año 2002. 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 bloques dela demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la ener- gía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera depunta (para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base). En el caso del mantenimiento de las centrales hidro- eléctricas y termoeléctricas, no se utilizó el programa pro- puesto por el COES-SINAC sobre los mantenimientos menores para el período 2004 - 2007, por carecer desustento. 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 de la Gerencia Adjunta de Regula- ción Tarifaria del OSINERG: www.cte.org.pe . 2.1.2. Precio Básico de la Potencia El precio básico de la potencia, cuyos criterios y proce- dimientos de cálculo se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento10, se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abaste- cer el incremento de la demanda durante las horas de máxi- ma demanda anual. El Precio Básico de la Potencia corres-9Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cál- culos 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 en operación 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; 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 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 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 sistemaeléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualiza- ción 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 paraeste 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 yEnergía 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 noviem-bre, respectivamente. 10Artículo 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) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento están- dar, considerando la distribución de los costos comunes entre 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 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 estándar entre 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 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 Tasa de Actualización fijada 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 en laLey y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del pre- sente artículo.8Artículo 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 emplean- do la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79º de la Ley y un núme-ro de períodos de 48 meses.