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Pág. 235391 NORMAS LEGALES Lima, jueves 19 de diciembre de 2002 Cuadro Nº 4.4 TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONAL 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Talara 18,47 7,17 25,64 0,00 12,96 8,88 Piura Oeste 18,76 7,17 25,93 0,00 13,15 9,03 Chiclayo Oeste 18,57 7,17 25,74 0,00 12,98 8,93 Guadalupe 220 18,63 7,17 25,80 0,00 12,99 8,95 Guadalupe 60 18,57 7,17 25,74 0,00 13,00 8,95 Trujillo Norte 18,74 7,17 25,91 0,00 13,02 8,93 Chimbote 1 18,44 7,17 25,61 0,00 12,90 8,85 Paramonga 18,84 7,17 26,01 0,00 13,06 8,77 Huacho 19,00 7,17 26,17 0,00 13,10 8,78 Zapallal 19,35 7,17 26,52 0,00 13,15 8,73 Ventanilla 19,43 7,17 26,60 0,00 13,17 8,76 Chavarría 19,47 7,17 26,64 0,00 13,18 8,77 Santa Rosa 19,48 7,17 26,65 0,00 13,23 8,77 San Juan 19,51 7,17 26,68 0,00 13,23 8,79 Independencia 18,94 7,17 26,11 0,00 12,99 8,66 Ica 19,20 7,17 26,37 0,00 13,08 8,72 Marcona 19,86 7,17 27,03 0,00 13,26 8,82 Mantaro 17,65 7,17 24,82 0,00 12,56 8,39 Huayucachi 18,10 7,17 25,27 0,00 12,73 8,48 Pachachaca 18,44 7,17 25,61 0,00 12,84 8,58 Huancavelica 17,98 7,17 25,15 0,00 12,68 8,47 Callahuanca ELP 18,80 7,17 25,97 0,00 12,96 8,65 Cajamarquilla 19,26 7,17 26,43 0,00 13,11 8,74 Huallanca 138 16,93 7,17 24,10 0,00 12,33 8,54 Vizcarra 18,73 7,17 25,90 0,00 12,99 8,73 Tingo María 220 18,03 7,17 25,20 0,00 12,81 8,65 Aguaytía 220 17,67 7,17 24,84 0,00 12,70 8,59 Pucallpa 60 18,95 7,17 26,12 3,38 12,92 8,69 Tingo María 138 18,09 7,17 25,26 0,00 12,83 8,62 Huánuco 138 18,45 7,17 25,62 0,00 12,93 8,66 Paragsha II 138 18,55 7,17 25,72 0,08 12,93 8,64 Oroya Nueva 220 18,46 7,17 25,63 0,08 12,85 8,59 Oroya Nueva 50 18,44 7,17 25,61 0,08 12,81 8,59 Carhuamayo 138 17,78 7,17 24,95 0,08 12,80 8,54 Caripa 138 18,41 7,17 25,58 0,08 12,87 8,56 Machupicchu 13,81 7,17 20,98 0,00 10,93 7,43 Cachimayo 14,77 7,17 21,94 0,00 11,32 7,70 Dolorespata 14,89 7,17 22,06 0,00 11,35 7,72 Quencoro 14,89 7,17 22,06 0,00 11,36 7,72 Combapata 15,65 7,17 22,82 0,00 11,72 7,98 Tintaya 16,43 7,17 23,60 0,00 12,13 8,27 Ayaviri 15,92 7,17 23,09 0,00 11,84 8,13 Azángaro 15,63 7,17 22,80 0,00 11,69 8,04 Juliaca 17,02 7,17 24,19 0,00 12,19 8,29 Puno 138 17,36 7,17 24,53 0,00 12,41 8,42 Puno 220 17,36 7,17 24,53 0,00 12,44 8,43 Callalli 16,86 7,17 24,03 0,00 12,28 8,36 Santuario 17,14 7,17 24,31 0,00 12,41 8,45 Socabaya 138 17,47 7,17 24,64 0,00 12,50 8,50 Socabaya 220 17,48 7,17 24,65 0,00 12,52 8,48 Cerro Verde 17,54 7,17 24,71 0,00 12,53 8,51 Reparticion 17,53 7,17 24,70 0,00 12,55 8,52 Mollendo 17,54 7,17 24,71 0,00 12,57 8,53 Montalvo 220 17,54 7,17 24,71 0,46 12,54 8,50 Montalvo 138 17,59 7,17 24,76 0,46 12,55 8,51 Ilo 138 18,71 7,17 25,88 0,46 12,61 8,54 Botiflaca 138 17,85 7,17 25,02 0,46 12,62 8,54 Toquepala 17,89 7,17 25,06 0,46 12,65 8,59 Aricota 138 17,67 7,17 24,84 0,00 12,60 8,56 Aricota 66 17,65 7,17 24,82 0,00 12,58 8,55 Tacna 220 17,67 7,17 24,84 0,00 12,57 8,51 Tacna 66 17,78 7,17 24,95 0,69 12,58 8,51 Tipo de Cambio 3,644 S/./US$ F.C. 77,1% %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 proxi- 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 Para la actualización de los precios deberán utilizarse básicamente las mismas fórmulas empleadas para las an- teriores regulaciones tarifarias de precios en barra. En lo que sigue de esta sección se presentan los facto- res que representan la elasticidad de los precios de la elec-tricidad a la variación de los insumos empleados para su formación. 5.1. Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los facto- res que componen el precio total de la energía del SEIN se debe evaluar el incremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de un factor a la vez. La incidencia del tipo de cambio se determina como 100% menos la suma de las incidencias del resto de factores. A continuación se presentan los factores de reajuste a utilizar para la actualización del precio de la energía. Cuadro Nº 5.1 FIJACIÓN DE TARIFAS : NOVIEMBRE 2002 Fórmula de Actualización de la Energía Componente Punta F.Punta Total Diesel Nº2 2,72% 3,82% 3,53% Residual Nº6 35,01% 25,91% 28,34% Carbón 0,90% 7,82% 5,97% Gas Natural 51,04% 52,18% 51,87% Tipo de Cambio 10,33% 10,27% 10,29% Total 100,00% 100,00% 100,00% 5.2. Actualización del Precio de la Potencia En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tiene una participación de 77,1% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice de Precios al por Mayor (M.N.) tiene el restante 22,9%, como se desprende del siguiente cuadro: Cuadro Nº 5.2 Composición del Costo de Potencia (Miles de US$) Componente M.E. M.N. Total Turbo Generador 3646,0 847,6 4493,6 75,78% Conexión a la Red 163,3 47,1 210,4 3,55% COyM 764,2 461,9 1226,1 20,68% Total 4573,5 1356,6 5930,1 100,00% 77,1% 22,9% 100,00% Nota: M.E. : Moneda Extranjera M.N. : Moneda Nacional Para calcular el Factor por variación de la Tasa Arance- laria (en adelante "FTA ") que se emplea en la determi- nación del Factor de Actualización del Precio de la Poten- cia de Punta (FAPPM) se debe usar la siguiente relación: FTAPBP = (1,0 + TAPBP) / ( 1,0 + TAPBPo) Donde, la tasa arancelaria TAPBP para la importación del equipo electromecánico de generación que se utiliza en la fórmula corresponde a: TAPBP =Tasa Arancelaria vigente para la importación de turbinas a gas de potencia superior a 5000 kW correspondiente a la partida arancelaria 8411.82.00.00. 6. Sistemas Aislados Con la excepción de la revisión de la tarifa del Siste- ma Aislado Iquitos, por disminución del precio del com- bustible residual Nº 6, en el resto de los sistemas aisla- dos abastecidos por centrales no pertenecientes al Sis- tema Eléctrico Interconectado Nacional, se ha efectua- do la actualización de las tarifas empleando las fórmu- las de indexación de precios establecidas en los estu- dios realizados anteriormente. La metodología empleada en dichos estudios no requie- re la revisión frecuente de los mismos por cuanto la fórmu- la de actualización establecida para los precios de los sis- temas aislados recoge de manera adecuada las variacio- nes que se pudieran producir, de un año al otro, en los parámetros que determinan la tarifa.