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Pág. 228381 NORMAS LEGALES Lima, domingo 18 de agosto de 2002 los sistemas principales3 se calcularon aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en deter- minar el costo marginal de esta actividad y comple- mentarlo con el peaje; definido éste como la diferen- cia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron compa- rados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Regla- mento. La información de clientes libres fue suminis- trada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta además lo dis- puesto por el Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Pre- cios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017- 2000-EM del 18 de septiembre del año 2000. En lo que respecta a los cargos de peaje secundario, de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución OSI- NERG Nº 0424-2002-OS/CD, Artículo 3º, se poster- gó en 60 días, únicamente para la regulación corres- pondiente al año 2002, el inicio del Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, de modo tal que la fijación correspondiente a dicho procedimien- to no resulta coincidente con la fecha de aprobación de las Tarifas en Barra, siendo necesario señalar queen los casos en que el presente informe haga refe- rencia a cargos por peaje secundario de transmisión deberá entenderse que estos corresponden a los aprobados mediante la Resolución Nº 006-2001 P/ CTE, situación que se mantendrá en tanto no se ex- pida la resolución correspondiente a la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secun- darios de Transmisión, la cual se debe publicar antes del 29 de julio de 2002. Finalmente, se ha efectuado la revisión de los costos de las instalaciones y de la operación y mantenimiento del Centro de Control a reconocer para la supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión. En lo que respecta a los sistemas aislados, se ha considerado la creación de un sistema aislado típico con consumo de Diesel Nº 2 en la zona de selva. 1.3Resumen de Resultados El resultado de la comparación de precios libre / teó- rico ha establecido que el precio promedio pondera- do teórico no difiere en más del 10% de su equiva- lente 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 resumen en el cuadro siguiente4: Cuadro Nº 1.1 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 17,57 6,18 23,75 0,10 12,25 8,72 Piura Oeste 17,85 6,18 24,03 0,10 12,45 8,88 Chiclayo Oeste 17,67 6,18 23,85 0,10 12,31 8,79 Guadalupe 220 17,73 6,18 23,90 0,10 12,33 8,82 Guadalupe 60 17,67 6,18 23,84 0,10 12,34 8,82 Trujillo Norte 17,83 6,18 24,01 0,10 12,37 8,81 Chimbote 1 17,54 6,18 23,72 0,10 12,24 8,72 Paramonga 17,92 6,18 24,10 0,10 12,35 8,61 Huacho 18,07 6,18 24,25 0,10 12,40 8,60 Zapallal 18,41 6,18 24,58 0,10 12,45 8,54 Ventanilla 18,48 6,18 24,66 0,10 12,49 8,56 Chavarría 18,52 6,18 24,70 0,10 12,50 8,57 Santa Rosa 18,53 6,18 24,71 0,10 12,49 8,57 San Juan 18,56 6,18 24,74 0,10 12,44 8,57 Independencia 18,02 6,18 24,19 0,10 12,21 8,45 Ica 18,27 6,18 24,45 0,40 12,30 8,50 Marcona 18,90 6,18 25,07 1,23 12,45 8,59 Mantaro 16,80 6,18 22,97 0,10 11,81 8,18 Huayucachi 17,22 6,18 23,40 0,10 11,99 8,28 Pachachaca 17,54 6,18 23,72 0,10 12,08 8,38 Huancavelica 17,10 6,18 23,28 0,10 11,93 8,26 Callahuanca ELP 17,88 6,18 24,06 0,10 12,18 8,45 Cajamarquilla 18,33 6,18 24,50 0,10 12,39 8,53 Huallanca 138 16,11 6,18 22,28 0,10 11,71 8,41 Vizcarra 17,82 6,18 24,00 0,10 12,27 8,58 Tingo María 220 17,16 6,18 23,33 0,10 12,10 8,50 Tingo María 138 17,21 6,18 23,39 0,10 12,11 8,50 Huánuco 138 17,55 6,18 23,73 0,10 12,13 8,50 Paragsha II 138 17,65 6,18 23,83 0,23 12,11 8,48 Oroya Nueva 220 17,56 6,18 23,74 0,23 12,08 8,39 Oroya Nueva 50 17,54 6,18 23,72 0,23 12,08 8,50 Carhuamayo 138 16,91 6,18 23,09 0,23 11,99 8,41 Caripa 138 17,52 6,18 23,70 0,23 12,10 8,48 Machupicchu 13,14 6,18 19,31 0,10 10,21 7,18 Cachimayo 14,05 6,18 20,23 0,10 10,56 7,43 Dolorespata 14,16 6,18 20,34 0,10 10,60 7,45 Quencoro 14,17 6,18 20,35 0,10 10,61 7,46 Combapata 14,89 6,18 21,06 0,10 10,96 7,73 Tintaya 15,63 6,18 21,81 0,10 11,35 8,03 3 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION : Es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. 4 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes secundarios aprobados mediante la Resolución Nº 006-2001P/CTE, debidamente actualizados.