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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G34/G39/G39 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 dicho período, considerando las que se encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energíay Minas; b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actua- lizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, tomando encuenta, entre otros: la hidrología, los embalses, los costos de combustible, asícomo la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79º de la presenteLey; c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sis- tema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Ener-gía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite an-terior; 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 calcula-dos y la demanda proyectada, debidamente actualizados; e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar poten- cia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico ycalculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondientefijada 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 anualidadobtenida en el inciso anterior.En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este finun margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente; g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas de poten- cia 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 elrespectivo factor de pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje porConexión 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 siste- ma, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada BloqueHorario por el respectivo factor de pérdidas de energía. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán conside- rando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respec-tivamente, 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 oseptiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre,respectivamente. 12 Artículo 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) delArtículo 47º de la Ley, serán deter minados según los siguientes cr iterios y procedi- mientos: 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 Anua-lidad 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 entre todas las unidadesde la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad es-tándar; 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 laOperación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que antece-den; 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. Elfactor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la po-tencia 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 Tasa de Actualización fijada en elArtículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Genera-ción 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 (equivalente a valorDDP 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 crite-rios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo. 11Artículo 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 factibles de entrar en operación en47º al 50º de la Ley11 y en el Decreto Supremo Nº 010- 2004-EM. Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SEIN, se utilizó el modelo PERSEO. Estemodelo de despacho de energía multinodal, permite cal- cular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapasmensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes esce- narios de hidrología. Los costos marginales se determi-naron como el promedio de las variables duales asocia- das a la restricción de cobertura de la demanda (2004- 2008) 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 inte-rés. Para el proceso tarifario se utilizaron los datos de caudales naturales de los últimos 39 años, con informa- ción histórica, hasta el año 2003. 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 períodode estudio. En consecuencia, los costos marginales es- perados se calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichoscostos marginales, 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 consideranlos bloques de media y base). En el caso del mantenimiento de las centrales hidro- eléctricas y termoeléctricas se procedió a retirar, del pro-grama propuesto por el COES-SINAC, los mantenimien- tos menores. Asimismo, se corrigió el programa de man- tenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y ter-moeléctricas. Mayor. Se consideraron las restricciones impuestas por la Resolución Ministerial Nº 0149-98-AG, en el control delos desembalses del lago Junín. El modelo PERSEO está constituido por un progra- ma (escrito en FORTRAN y C) que permite construir lasrestricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez construidas son some- tidas 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 prue-ba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra dis- ponible en la página web del OSINERG: http:// www.osinerg.gob.pe. Así mismo, el OSINERG, en dichoportal, ha puesto a disposición de los interesados un ser- vicio gratuito de modo que puedan efectuar sus simula- ciones utilizando el modelo PERSEO. 2.1.2. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y pro- cedimientos de cálculo se encuentran definidos en el Ar- tículo 126º del Reglamento 12, se determinó a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económi- ca para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básicode Potencia correspondió 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 consideró, asimismo, los factores por la Tasa de In- disponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Re- serva Firme Objetivo del sistema, aprobados mediantela Resolución OSINERG Nº 278-2004-OS/CD, aproba- da el 7 de octubre de 2004.