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PÆg. 253210 NORMAS LEGALES Lima, jueves 16 de octubre de 2003 5. Actualización de Precios Para la actualización de los precios deberán utilizarse básicamente las mismas fórmulas empleadas para las anteriores regulaciones tarifarias de precios en barra. En lo que sigue de esta sección se presentan los factores que representan la elasticidad de los precios de la electricidad 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 factores 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). Cuadro Nº 5.1 FIJACIÓN DE TARIFAS: NOVIEMBRE 2003 Fórmula de Actualización de la Energía Componente Punta F.Punta Total Diesel Nº2 1,85% 2,40% 2,26% Residual Nº6 33,44% 23,78% 26,26% Carbón 3,93% 9,90% 8,36% Gas Natural 48,26% 49,64% 49,29% Tipo de Cambio 12,52% 14,28% 13,83% 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 Cuadro Nº 5.2. Cuadro Nº 5.2 Composición del Costo de Potencia (Miles de US$) Componente M.E. M.N. Total Turbo Generador 3646,0 847,6 4493,6 75,78% Conexión a la Red 163,3 47,1 210,4 3,55% COyM 764,2 461,9 1226,1 20,68% Total 4573,5 1356,6 5930,1 100,00% 77,1% 22,9% 100,00% Nota: M.E. : Moneda Extranjera M.N. : Moneda NacionalFactor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Cerro Verde 16,50 13,26 29,76 0,00 10,15 7,35 Repartición 16,49 13,26 29,75 0,00 10,17 7,36 Mollendo 16,61 13,26 29,87 0,00 10,18 7,36 Montalvo 220 16,30 13,26 29,56 0,45 10,13 7,34 Montalvo 138 16,29 13,26 29,55 0,45 10,13 7,35 Ilo 138 16,20 13,26 29,46 0,45 10,16 7,37 Botiflaca 138 16,47 13,26 29,73 0,45 10,19 7,38 Toquepala 16,44 13,26 29,70 0,45 10,21 7,41 Aricota 138 16,23 13,26 29,49 0,00 10,17 7,38 Aricota 66 16,11 13,26 29,37 0,00 10,16 7,37 Tacna 220 16,40 13,26 29,66 0,00 10,16 7,36 Tacna 66 16,70 13,26 29,96 0,73 10,19 7,37 Tipo de Cambio 3,483 S/./US$ F.C. 77,4% %EHP 20,1% 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 FIJACIÓN DE TARIFAS - NOVIEMBRE 2003