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Pág. 181925 NORMAS LEGALES Lima, sábado 25 de diciembre de 1999 La conexión del transformador 220/138 kV a la línea de 138 kV Huánuco - Tingo María ha dado origen a la modificación de la dirección de los flujos de potencia en algunas líneas de la región central del Sistema Interconectado Centro Norte, especialmente al flujo en las líneas entre Huánuco y Tingo María a 138 kV y entre Huánuco y Paragsha II a 138 kV. Con esta conexión se ha dado lugar también al cierre de un anillo de transmisión que permite evacuar la generación de la región central (Aguaytía y ElectroAndes) hasta el Sistema Principal de Transmisión, en la costa, a través de caminos alternativos. A fin de precisar la determinación de las tarifas en la zona, se han calculado los precios marginales necesarios para definir como Subestaciones Base de Referencia las de Tingo María 220 kV y Huánuco 138 kV. Para la determinación del peaje secundario en la barra de Huánuco 220 kV se deberán utilizar las fórmulas y los cargos de peaje fijados en la regulación de precios de mayo 1999, expandiendo los precios desde la Subestación Base Tingo María 220 kV. 2.2.1 Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, para el caso del Sistema Principal de Transmisión, fueron obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el Cuadro Nº 2.11. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión. Cuadro Nº 2.11 TARIFAS TEORICAS - MONEDA EXTRANJERA PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh TALARA 5,15 0,73 5,87 4,00 2,09 PIURA OESTE 5,22 0,73 5,94 4,06 2,13 CHICLAYO OESTE 5,23 0,73 5,96 4,10 2,15 GUADALUPE 5,27 0,73 5,99 4,13 2,16 TRUJILLO NORTE 5,31 0,73 6,03 4,15 2,18 CHIMBOTE 5,26 0,73 5,98 4,11 2,16 PARAMONGA 5,49 0,73 6,22 4,12 2,16 ZAPALLAL 5,92 0,73 6,65 4,38 2,30 VENTANILLA 5,99 0,73 6,72 4,42 2,31 CHAVARRIA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32 SANTA ROSA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32 SAN JUAN 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32 INDEPENDENCIA 5,93 0,73 6,66 4,34 2,27 ICA 6,02 0,73 6,75 0,15 4,40 2,30 MARCONA 6,23 0,73 6,95 0,48 4,52 2,37 MANTARO 5,58 0,73 6,31 4,12 2,16 HUAYUCACHI 5,68 0,73 6,41 4,19 2,20 PACHACHACA 5,83 0,73 6,55 4,29 2,25 HUANCAVELICA 5,67 0,73 6,40 4,18 2,19 CALLAHUANCA ELP 5,88 0,73 6,61 4,33 2,27 HUALLANCA 4,84 0,73 5,57 3,92 2,06 TINGO MARIA 5,30 0,73 6,03 3,85 2,02 HUANUCO 5,38 0,73 6,11 3,95 2,07 Tipo de Cambio 3,463 S/./US$ F.C. 73,2% %EHP 21,3% Notas PPM Precio de Potencia Marginal PCSPT Peaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión PPB Precio de Potencia en Barra CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta F.C. Factor de Carga Anual del Sistema. %EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años. Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema. Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEEBarra 2.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre. Para el caso del Sistema Interconectado Centro Norte, el precio libre promedio resulta 11,902 céntimos de S/./ kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 2.2.1, el precio ponderado resultante es 12,932 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,0865. Esta relación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía son aceptados como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de esta operación se muestra en los Cuadros Nºs. 2.13 y 2.14 en moneda extranjera y en moneda nacional, respectivamente. El Cuadro Nº 2.12 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos y libres.