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PÆg. 248160 NORMAS LEGALES Lima, lunes 14 de julio de 2003 Cuadro Nº 4.12 PEAJES POR CONEXIÓN EN EL SPT EMPRESA DE COSTO LIQUIDACIÓN AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJE TRANSMISIÓN ANUAL ANUAL POR RAG (3) TARIFARIO ANUAL UNITARIO (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año) REP (1) 18 782 251 14 031 371 93 878 13 937 494 4,991 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 109 423 5 004 104 419 0,037 EGEMSA TRANSMISIÓN 270 041 0 270 041 0,097 ETESELVA 3 177 506 401 3 177 106 1,138 REDESUR 10 952 004 16 278 55 043 10 913 238 3,908 TRANSMANTARO 27 922 967 86 115 123 236 27 885 846 9,985 ISA 8 826 865 7 143 47 900 8 786 108 3,146 Garantía por Red Principal (GRP) (2) 18,961 Total 42,262 Nota: (1) El Costo Anual (18782251 US$/año) excede al valor de la RAG2 (14031371 US$/año) por lo que se ha procedido a reajusta r a este último valor (2) El Peaje Unitario en US$/KW-año de la GRP se ha deducido del Peaje Unitario igual a 1,5 US$/kW.mes establecidos (3) Incluye la Liquidación del periodo inicial Debe señalarse que el Peaje por Conexión unitario indicado incluye el pago por la Garantía por Red Princi- pal del Proyecto Camisea, que en esta regulación as- ciende al monto 1,5 US$/kW-mes ó su equivalente 18,961US$/kW-año. 5. Tarifas en Barra en Subestaciones BaseLa barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de SanJuan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima represen- ta alrededor del 50% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de losprincipales centros de generación. Para el Precio Básico de la Potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conve-niente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SEIN. De acuerdo al último análisis realizado por el OSINERG y por el COES-SINAC, se coincide enseñalar que el lugar más conveniente para instalar capa- cidad adicional de punta es la ciudad de Lima. 5.1. Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Sub- estación Base fueron obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el Cuadro Nº 5.1. En el mismo cuadro sepresentan los correspondientes cargos por transmisión 19. Cuadro Nº 5.1 TARIFAS TEÓRICAS - MONEDA EXTRANJERA Barra PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh Talara 4,84 3,34 8,18 0,00 3,53 2,57 Piura Oeste 4,96 3,34 8,29 0,00 3,58 2,61 Chiclayo Oeste 4,89 3,34 8,23 0,00 3,54 2,59 Guadalupe 220 4,91 3,34 8,25 0,00 3,54 2,59 Guadalupe 60 4,90 3,34 8,23 0,00 3,55 2,59 Trujillo Norte 4,96 3,34 8,30 0,00 3,55 2,59 Chimbote 1 4,88 3,34 8,22 0,00 3,51 2,57 Paramonga 5,15 3,34 8,49 0,00 3,58 2,55 Huacho 5,23 3,34 8,57 0,00 3,61 2,56 Zapallal 5,37 3,34 8,71 0,00 3,64 2,55 Ventanilla 5,40 3,34 8,74 0,00 3,65 2,56 Chavarría 5,41 3,34 8,75 0,00 3,65 2,56 Santa Rosa 5,42 3,34 8,75 0,00 3,68 2,56 San Juan 5,42 3,34 8,76 0,00 3,64 2,57 Independencia 5,22 3,34 8,56 0,00 3,56 2,53 Ica 5,31 3,34 8,65 0,00 3,58 2,55 Marcona 5,48 3,34 8,82 0,00 3,63 2,58 Mantaro 4,86 3,34 8,19 0,00 3,41 2,45 Huayucachi 4,99 3,34 8,33 0,00 3,47 2,47 Pachachaca 5,13 3,34 8,47 0,00 3,47 2,51 Huancavelica 4,95 3,34 8,29 0,00 3,45 2,47 Callahuanca ELP 5,23 3,34 8,57 0,00 3,45 2,53 Cajamarquilla 5,36 3,34 8,70 0,00 3,58 2,55 Huallanca 138 4,46 3,34 7,80 0,00 3,36 2,48 Vizcarra 5,14 3,34 8,48 0,00 3,57 2,55 Tingo María 220 4,90 3,34 8,24 0,00 3,52 2,52 Aguaytía 220 4,77 3,34 8,11 0,00 3,49 2,50Barra PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh Pucallpa 60 5,00 3,34 8,34 0,94 3,53 2,52 Tingo María 138 4,88 3,34 8,21 0,00 3,52 2,52 Huánuco 138 5,06 3,34 8,40 0,00 3,52 2,53 Paragsha II 138 5,15 3,34 8,49 0,02 3,51 2,52 Oroya Nueva 220 5,15 3,34 8,49 0,02 3,48 2,51 Oroya Nueva 50 5,19 3,34 8,53 0,02 3,47 2,51 Carhuamayo 138 5,00 3,34 8,34 0,02 3,48 2,49 Caripa 138 5,17 3,34 8,51 0,02 3,51 2,51 Machupicchu 3,78 3,34 7,12 0,00 2,98 2,16 Cachimayo 4,03 3,34 7,37 0,00 3,08 2,23 Dolorespata 4,05 3,34 7,39 0,00 3,09 2,24 Quencoro 4,05 3,34 7,39 0,00 3,09 2,24 Combapata 4,21 3,34 7,55 0,00 3,18 2,31 Tintaya 4,37 3,34 7,71 0,00 3,28 2,40 Ayaviri 4,21 3,34 7,54 0,00 3,23 2,36 Azángaro 4,12 3,34 7,45 0,00 3,19 2,34 Juliaca 4,39 3,34 7,72 0,00 3,32 2,40 Puno 138 4,49 3,34 7,83 0,00 3,35 2,43 Puno 220 4,49 3,34 7,83 0,00 3,36 2,44 Callalli 4,46 3,34 7,80 0,00 3,33 2,42 Santuario 4,53 3,34 7,87 0,00 3,36 2,45 Socabaya 138 4,61 3,34 7,95 0,00 3,39 2,46 Socabaya 220 4,61 3,34 7,95 0,00 3,39 2,46 Cerro Verde 4,63 3,34 7,97 0,00 3,40 2,47 Reparticion 4,63 3,34 7,97 0,00 3,40 2,47 Mollendo 4,67 3,34 8,00 0,00 3,41 2,47 Montalvo 220 4,55 3,34 7,88 0,13 3,39 2,46 Montalvo 138 4,55 3,34 7,88 0,13 3,40 2,46 Ilo 138 4,50 3,34 7,83 0,13 3,41 2,47 Botiflaca 138 4,59 3,34 7,93 0,13 3,41 2,47 Toquepala 4,58 3,34 7,92 0,13 3,42 2,48 Aricota 138 4,51 3,34 7,85 0,00 3,41 2,47 Aricota 66 4,49 3,34 7,82 0,00 3,40 2,47 Tacna 220 4,54 3,34 7,88 0,00 3,40 2,46 Tacna 66 4,55 3,34 7,89 0,19 3,40 2,46 Tipo de Cambio 3,475 S/./US$ F.C. 78,0% %EHP 20,0% Notas : PPMPrecio de la Potencia de Punta a nivel generación PCSPTCargo de Peaje de Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPBPrecio en Barra de la Potencia de Punta CPSEECargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía PEMPPrecio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta PEMFPrecio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta F.C.Factor de Carga Anual del Sistema. %EHPPorcentaje 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 19Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Principal de Transmisión aprobados mediante la Resolución OSI-NERG Nº 0940-2002-OS/CD y los peajes del Sistema Secundario de Transmi- sión consignados en la Resolución OSINERG Nº 1417-2002-OS/CD y sus mo- dificatorias, debidamente actualizados.