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Pág. 212064 NORMAS LEGALES Lima, martes 30 de octubre de 2001 Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento, están cons- tituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas. A partir de la regulación de precios de mayo 2001 se considera un solo Sistema Eléctrico Interconectado Na- cional (SEIN), el cual ha sido constituido por la unión de los Sistemas Interconectados Centro-Norte y Sur me- diante la línea de transmisión a 220 kV Mantaro-Socaba- ya. 1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de regulación tarifaria se ha iniciado el 14 de setiembre de 2001 con la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Po- tencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Noviembre 2001”, preparado por el COES y remitido al OSINERG para su evaluación. Como parte del proceso, a partir de 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 oportunidad el COES efectuó la sustentación de su propuesta de fijación de tarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y dio respuesta a las observaciones recibidas. Posteriormente, el OSINERG preparó por escrito sus observaciones al Estudio Técnico Económico del COES y recibió las correspondientes respuestas. Todo lo anterior ha sido tomado en cuenta en la preparación del presente informe. 1.2 Aspectos Metodológicos El precio básico de la energía se determinó utili- zando el modelo matemático de optimización y simula- ción de la operación de sistemas eléctricos denomina- do PERSEO. El precio básico de la potencia correspon- de a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suminis- trar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmi- sión involucrada. Dichos cargos por transmisión corres- ponden 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 Regla- mento 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 Como resultado de la comparación de precios libre / teórico, se tiene que el precio promedio ponderado teóri- co 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 consti- tuir los Precios en Barra definitivos. Los precios resultantes para la regulación de Tari- fas en Barra del SEIN se resumen en el cuadro si- guiente: TARIFAS EN BARRA - MONEDA EXTRANJERA Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh Talara 5,35 1,84 7,19 0,03 3,38 2,49 Piura Oeste 5,40 1,84 7,24 0,03 3,43 2,52 Chiclayo Oeste 5,30 1,84 7,14 0,03 3,38 2,49 Guadalupe 220 5,31 1,84 7,15 0,03 3,38 2,49 Guadalupe 60 5,29 1,84 7,13 0,03 3,38 2,49 Trujillo Norte 5,32 1,84 7,16 0,03 3,39 2,48 Chimbote 1 5,25 1,84 7,09 0,03 3,36 2,46 Paramonga 5,43 1,84 7,27 0,03 3,39 2,44 Huacho 5,43 1,84 7,27 0,03 3,40 2,44 Zapallal 5,43 1,84 7,27 0,03 3,40 2,42 Ventanilla 5,45 1,84 7,29 0,03 3,41 2,43Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh Chavarría 5,46 1,84 7,30 0,03 3,40 2,43 Santa Rosa 5,46 1,84 7,30 0,03 3,40 2,43 San Juan 5,46 1,84 7,30 0,03 3,39 2,43 Independencia 5,31 1,84 7,15 0,03 3,33 2,39 Ica 5,37 1,84 7,21 0,12 3,35 2,40 Marcona 5,56 1,84 7,40 0,36 3,38 2,43 Mantaro 4,92 1,84 6,76 0,03 3,22 2,32 Huayucachi 5,05 1,84 6,89 0,03 3,27 2,34 Pachachaca 5,15 1,84 6,99 0,03 3,30 2,37 Huancavelica 5,01 1,84 6,85 0,03 3,25 2,34 Callahuanca ELP 5,26 1,84 7,10 0,03 3,34 2,39 Cajamarquilla 5,40 1,84 7,24 0,03 3,38 2,42 Huallanca 138 4,81 1,84 6,66 0,03 3,22 2,37 Vizcarra 5,53 1,84 7,37 0,03 3,37 2,43 Tingo María 220 5,36 1,84 7,20 0,03 3,33 2,42 Tingo María 138 5,37 1,84 7,22 0,03 3,33 2,43 Huánuco 138 5,30 1,84 7,14 0,03 3,34 2,42 Paragsha II 138 5,18 1,84 7,02 0,11 3,32 2,39 Oroya Nueva 220 5,15 1,84 7,00 0,11 3,31 2,38 Oroya Nueva 50 5,16 1,84 7,00 0,11 3,30 2,38 Carhuamayo 138 4,93 1,84 6,77 0,11 3,30 2,37 Caripa 138 5,16 1,84 7,00 0,11 3,31 2,38 Machupicchu 3,74 1,84 5,58 0,03 2,76 2,01 Cachimayo 4,00 1,84 5,85 0,03 2,85 2,08 Dolorespata 4,04 1,84 5,88 0,03 2,86 2,09 Quencoro 4,04 1,84 5,88 0,03 2,87 2,09 Combapata 4,26 1,84 6,10 0,03 2,97 2,17 Tintaya 4,50 1,84 6,34 0,03 3,07 2,26 Ayaviri 4,35 1,84 6,19 0,03 3,02 2,23 Azángaro 4,27 1,84 6,11 0,03 2,98 2,20 Juliaca 4,66 1,84 6,51 0,03 3,09 2,26 Puno 138 4,79 1,84 6,63 0,03 3,14 2,29 Puno 220 4,79 1,84 6,63 0,03 3,15 2,30 Callalli 4,64 1,84 6,48 0,03 3,11 2,28 Santuario 4,73 1,84 6,57 0,03 3,15 2,30 Socabaya 138 4,83 1,84 6,67 0,03 3,18 2,32 Socabaya 220 4,83 1,84 6,67 0,03 3,18 2,31 Cerro Verde 4,84 1,84 6,68 0,03 3,18 2,32 Repartición 4,84 1,84 6,68 0,03 3,19 2,32 Mollendo 4,84 1,84 6,68 0,03 3,19 2,33 Montalvo 220 4,84 1,84 6,68 0,03 3,18 2,31 Montalvo 138 4,87 1,84 6,71 0,03 3,18 2,32 Toquepala 4,92 1,84 6,76 0,03 3,16 2,31 Aricota 138 4,86 1,84 6,70 0,03 3,15 2,30 Aricota 66 4,87 1,84 6,71 0,03 3,14 2,30 Tacna 220 4,87 1,84 6,71 0,03 3,19 2,32 Tacna 66 4,88 1,84 6,72 0,21 3,20 2,32 Tipo de Cambio 3,484 S/./US$ F.C. 75,6% %EHP 19,8% 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 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) + CPSEE 1.4 Comparación con la Propuesta del COES- SINAC Para llegar a los precios anteriores se ha utilizado la propuesta del COES-SINAC considerando los siguien- tes cambios: • Se ha excluido el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del precio de los combustibles Diesel Nº 2 a partir del año 2004. • Se han actualizado los precios de los combustibles líquidos de acuerdo con la lista de precios de PetroPerú vigente al 30 de setiembre del año 2001. • Se ha corregido el índice de referencia utilizado para determinar el Tipo de Cambio. Se ha utilizado el valor de 3,484 S/./US$ (valor vigente al 30 de setiembre del año 2001). El COES-SINAC proponía: 3,483 S/./US$ (valor vigente al 8 de setiembre del año 2001). • Se ha corregido el precio del gas natural de Cami- sea. El precio a utilizar se ha determinado a partir de los precios y tarifas contenidos en los Contratos de Licencia y Servicios adjudicados. • Se ha corregido la potencia de las centrales termo- eléctricas en el modelo PERSEO a fin que éstas sean