TEXTO PAGINA: 61
Pág. 213855 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 los Sistemas Interconectados Centro-Norte y Sur me- diante la líne a de transmisión a 220 kV Mantaro-Soca- baya que entró en operación comercial el 14 de octubre del año 2000. 1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de regulación tarifaria se inició el 14 de se- tiembre de 2001 con la presentación del "Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Noviembre 2001", preparado por el COES-SINAC y remitido al OSI- NERG para su evaluación. Como parte del proceso, en la presente regulación de Tarifas en Barra se ha incorporado la realización de una Audiencia Pública, la cual se llevó a cabo el 1 de octubre de 2001. En esta audiencia el COES- SINAC tuvo la oportunidad de sustentar su propuesta de fijación de tarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y dio respuesta a las observaciones reci- bidas. Posteriormente, el 4 de octubre de 2001 el OSINERG remitió al COES-SINAC las observaciones encontradas al Estudio Técnico Económico señalado anteriormente. Di- chas observaciones fueron revisadas y respondidas por el COES-SINAC con fecha 15 de octubre de 2001. El 30 de octubre de 2001 el OSINERG publicó la Reso- lución OSINERG Nº 2122-2001-OS/CD mediante la cual fijó las Tarifas en Barra; el COES-SINAC y la empresa DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S.A. inter- pusieron sendos recursos de reconsideración contra dicha resolución. Para el 22 de noviembre se convocó a una Presenta- ción de los informes con el contenido de los estudios efectuados por el OSINERG para la fijación de las Tari- fas en Barra. En la misma fecha se convocó a una nueva Audiencia Pública a fin de dar oportunidad a los recu- rrentes de sustentar sus respectivos recursos de recon- sideración. Los recursos de reconsideración fueron resueltos me- diante las Resoluciones OSINERG Nº 2872-2001-OS/CD y OSINERG Nº 2873-2001-OS/CD publicadas el 11 de di- ciembre de 2001. Todo lo anterior ha sido tomado en cuen- ta en la preparación del presente informe. 1.2 Aspectos Metodológicos El precio básico de la energía se determinó utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos denominado PERSEO. El precio básico de la potencia corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia adicio- nal durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. Los precios en barra se calcularon agregando a los cos- tos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. Dichos cargos por transmisión corresponden a la fijación de precios de mayo 2001. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron compara- dos con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta además lo dispuesto por el Re- glamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EM, del 18 de setiembre del año 2000. 1.3 Resumen de Resultados El resultado de la comparación de precios libre / teórico ha establecido que el precio promedio ponderado teórico no difiere en más del 10% de su equivalente del mercado no regulado. Por tal motivo no fue necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir los Precios en Barra definitivos. Los precios resultantes para la regulación de Tarifas en Barra del SEIN se resume n en el cuadro siguiente:TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONAL Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Talara 18,63 6,41 25,04 0,10 11,93 8,91 Piura Oeste 18,80 6,41 25,22 0,10 12,13 9,04 Chiclayo Oeste 18,47 0,41 24,89 0,10 11,96 8,92 Guadalupe 220 18,51 6,41 24,93 0,10 11,98 8,93 Guadalupe 60 18,44 6,41 24,86 0,10 11,97 8,93 Trujillo Norte 18,52 6,41 24,94 0,10 12,01 8,91 Chimbote 1 18,30 6,41 24,71 0,10 11,90 8,82 Paramonga 18,90 6,41 25,32 0,10 12,00 8,74 Huacho 18,91 6,41 25,32 0,10 12,04 8,74 Zapallal 18,92 6,41 25,33 0,10 12,03 8,68 Ventanilla 18,98 6,41 25,39 0,10 12,06 8,71 Chavarría 19,01 6,41 25,42 0,10 12,06 8,71 Santa Rosa 19,01 6,41 25,43 0,10 12,04 8,71 San Juan 19,03 6,41 25,45 0,10 11,99 8,72 Independencia 18,49 6,41 24,91 0,10 11,75 8,57 Ica 18,70 6,41 25,11 0,41 11,82 8,62 Marcona 19,38 6,41 25,80 1,25 11,96 8,71 Mantaro 17,13 6,41 23,54 0,10 11,40 8,32 Huayucachi 17,59 6,41 24,00 0,10 11,57 8,41 Pachachaca 17,94 6,41 24,35 0,10 11,68 8,52 Huancavelica 17,44 6,41 23,85 0,10 11,50 8,39 Callahuanca ELP 18,33 6,41 24,74 0,10 11,82 8,59 Cajamarquilla 18,80 6,41 25,21 0,10 11,98 8,68 Huallanca 138 16,78 6,41 23,19 0,10 11,41 8,50 Vizcarra 19,26 6,41 25,67 0,10 11,95 8,72 Tingo María 220 18,67 6,41 25,08 0,10 11,79 8,64 Tingo María 138 18,73 6,41 25,14 0,10 11,82 8,66 Huánuco 138 18,48 6,41 24,89 0,10 11,84 8,66 Paragsha II 138 18,04 6,41 24,45 0,36 11,77 8,58 Oroya Nueva 220 17,96 6,41 24,37 0,36 11,72 8,53 Oroya Nueva 50 17,98 6,41 24,39 0,36 11,69 8,54 Carhuamayo 138 17,19 6,41 23,60 0,36 11,67 8,52 Caripa 138 17,98 6,41 24,39 0,36 11,74 8,55 Machupicchu 13,04 6,41 19,46 0,10 9,78 7,24 Cachimayo 13,95 6,41 20,37 0,10 10,12 7,49 Dolorespata 14,06 6,41 20,47 0,10 10,16 7,51 Quencoro 14,07 6,41 20,48 0,10 10,17 7,52 Combapata 14,86 6,41 21,27 0,10 10,52 7,80 Tintaya 15,68 6,41 22,10 0,10 10,91 8,12 Ayaviri 15,16 6,41 21,57 0,10 10,71 8,01 Azángaro 14,87 6,41 21,28 0,10 10,59 7,90 Juliaca 16,25 6,41 22,66 0,10 10,97 8,13 Puno 138 16,70 6,41 23,11 0,10 11,18 8,24 Puno 220 16,69 6,41 23,10 0,10 11,19 8,25 Callalli 16,15 6,41 22,56 0,10 11,04 8,21 Santuario 16,48 6,41 22,89 0,10 11,18 8,29 Socabaya 138 16,81 6,41 23,22 0,10 11,26 8,33 Socabaya 220 16,82 6,41 23,23 0,10 11,29 8,32 Cerro Verde 16,86 6,41 23,27 0,10 11,29 8,36 Repartición 16,86 6,41 23,27 0,10 11,31 8,37 Mollendo 16,86 6,41 23,27 0,10 11,33 8,37 Montalvo 220 16,86 6,41 23,28 0,10 11,28 8,32 Montalvo 138 16,96 6,41 23,38 0,10 11,29 8,33 Toquepala 17,13 6,41 23,54 0,10 11,22 8,30 Aricota 138 16,93 6,41 23,35 0,10 11,17 8,28 Aricota 66 16,95 6,41 23,37 0,10 11,14 8,28 Tacna 220 16,95 6,41 23,36 0,10 11,32 8,33 Tacna 66 17,01 6,41 23,43 0,72 11,36 8,32 Tipo de Cambio 3,484 S/./US$ F.C. 75,4% %EHP 19,9% Notas : PPM Precio de la Potencia de Punta a nivel generación PCSPT Cargo de Peaje de Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPB Precio en Barra de la Potencia de Punta CPSEE Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía PEMP Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta PEMF Precio de la Energía a Nivel Generación 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 próxi- mos 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) + CPSEE 2. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realizó de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM2. 2En este Informe los términos "Ley" y "Reglamento" se refieren a la Ley de Conce- siones Eléctricas (D.L. Nº 25844) y a su Reglamento (D.S. Nº 009-93-EM) res- pectivamente.