TEXTO PAGINA: 71
Pág. 213865 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 Cuadro Nº 4.4 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 6,41 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 5. Actualización de Precios 5.1 Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio total de la energía delSEIN se debe evaluar el incremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de un fac- tor a la vez. La incidencia del tipo de cambio se deter- mina como 100% menos la suma de las incidencias del resto de factores. A continuación se presentan los factores de reajuste a uti- lizar para la actualización del precio de la energía. Cuadro Nº 5.1 FIJACION DE TARIFAS : NOVIEMBRE 2001 Fórmula de Actualización de la Energía Componente Punta F.Punta Total Diesel Nº2 1,67% 2,22% 2,08% Residual Nº6 19,34% 14,41% 15,65% Carbón 2,34% 11,53% 9,23% Gas Natural 66,49% 62,22% 63,29% Tipo de Cambio 10,16% 9,62% 9,75% Total 100,00% 100,00% 100,00% 5.2 Actualización de los Precios de Potencia En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tiene una participación de 76,1% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice de Precios al por Mayor (M.N.) tiene el restante 23,9%. Cuadro Nº 5.2 Composición del Costo de Potencia (Miles de US$) Componente M.E. M.N. Total Turbo Generador 3759,1 1043,0 4802,1 75,32% Conexión a la Red 163,3 55,3 218,5 3,43% COyM 932,0 422,9 1354,9 21,25% Total 4854,4 1521,1 6375,5 100,00% 76,1% 23,9% 100,00% Nota: M.E. : Moneda Extranjera M.N. : Moneda Nacional 6. Sistemas Aislados Se ha efectuado la revisión de la metodología emplea- da para determinar las tarifas en los sistemas abastecidos por centrales no pertenecientes al sistema interconectado que se indican más adelante. Para efectos de esta revisión los sistemas aislados que se han considerado son los siguientes: 1. Aislado Típico A. Aplicable a sistemas aislados con generación termoeléctrica Diesel. 2. Aislado Típico F. Sistema Aplicable al sistema aisla- do de generación termoeléctrica del departamento de Ma- dre de Dios. Para estos sistemas se ha determinado un nuevo con- junto de factores de actualización tarifaria. Estos factores se han unificado en un solo conjunto para la potencia y energía. Los sistemas aislados Típico B, Típico C, Típico E, Típico G y Típico H se propone que continúen utilizando la tarifa aprobada en mayo 2001, debidamente actualizada. En general, para el cálculo de la tarifa se asume que la demanda es cubierta con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin se calcula el costo que resulta de agregar las compo- nentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva adecuada. Para cada sistema se utiliza el tipo de unidad generadora típi- ca del mismo. Los costos de inversión incluyen la anua- lidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y la subestación eléctrica de salida de la central. Los costos de operación considerados in- cluyen los costos fijos de personal más los costos varia- bles combustible y no combustible.