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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G34/G32/G33/G37 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 11 de agosto de 2004 Cuadro Nº 2 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL FIJACIÓN DE TARIFAS : MAYO 2004 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 16,40 15,23 31,63 0,00 10,36 7,76 Piura Oeste 16,36 15,23 31,59 0,00 10,42 7,80 Chiclayo Oeste 15,89 15,23 31,12 0,00 10,40 7,78 Guadalupe 220 15,82 15,23 31,05 0,00 10,45 7,79 Guadalupe 60 15,76 15,23 30,99 0,00 10,48 7,80 Trujillo Norte 15,78 15,23 31,01 0,00 10,47 7,79 Chimbote 1 15,48 15,23 30,71 0,00 10,38 7,72 Paramonga 15,74 15,23 30,97 0,00 10,54 7,65 Huacho 15,90 15,23 31,13 0,00 10,79 7,70 Zapallal 16,15 15,23 31,38 0,00 11,20 7,71 Ventanilla 16,23 15,23 31,46 0,00 11,30 7,75 Chavarría 16,28 15,23 31,51 0,00 11,36 7,77 Santa Rosa 16,30 15,23 31,53 0,00 11,56 7,77 San Juan 16,34 15,23 31,57 0,00 11,81 7,78 Independencia 15,82 15,23 31,05 0,00 10,83 7,68 Ica 16,06 15,23 31,29 0,00 10,91 7,73 Marcona 16,54 15,23 31,77 0,00 11,05 7,83 Mantaro 14,81 15,23 30,04 0,00 9,48 7,42 Huayucachi 15,16 15,23 30,39 0,00 9,92 7,50 Pachachaca 15,50 15,23 30,73 0,00 9,31 7,59 Huancavelica 15,07 15,23 30,30 0,00 9,85 7,49 Callahuanca ELP 15,76 15,23 30,99 0,00 10,07 7,65 Cajamarquilla 16,13 15,23 31,36 0,71 10,88 7,73 Huallanca 138 14,26 15,23 29,49 0,00 9,93 7,49 Vizcarra 15,60 15,23 30,83 0,00 10,04 7,58 Tingo María 220 14,84 15,23 30,07 0,00 9,73 7,39 Aguaytía 220 14,45 15,23 29,68 0,00 9,61 7,30 Pucallpa 60 15,16 15,23 30,39 3,10 9,73 7,37 Tingo María 138 14,79 15,23 30,02 0,00 9,62 7,37 Huánuco 138 15,31 15,23 30,54 0,00 9,69 7,48 Paragsha II 138 15,56 15,23 30,79 0,07 9,64 7,54 Oroya Nueva 220 15,55 15,23 30,78 0,07 9,38 7,58 Oroya Nueva 50 15,64 15,23 30,87 0,07 9,47 7,62 Carhuamayo 138 15,01 15,23 30,24 0,07 9,56 7,50 Caripa 138 15,55 15,23 30,78 0,07 9,58 7,57 Condorcocha 138 15,60 15,23 30,83 0,00 9,60 7,58 Condorcocha 44 15,73 15,23 30,96 0,56 9,60 7,58 Machupicchu 12,50 15,23 27,73 0,00 8,48 6,69 Cachimayo 13,34 15,23 28,57 0,00 8,73 6,90 Dolorespata 13,31 15,23 28,54 0,00 8,76 6,91 Quencoro 13,30 15,23 28,53 0,00 8,76 6,91 Combapata 13,70 15,23 28,93 0,00 8,98 7,11 Tintaya 14,09 15,23 29,32 0,00 9,23 7,33 Ayaviri 13,64 15,23 28,87 0,00 9,07 7,22 Azángaro 13,41 15,23 28,64 0,00 8,99 7,15 Juliaca 14,26 15,23 29,49 0,00 9,33 7,36 Puno 138 14,53 15,23 29,76 0,00 9,43 7,45 Puno 220 14,54 15,23 29,77 0,00 9,44 7,47 Callalli 14,31 15,23 29,54 0,00 9,37 7,43 Santuario 14,47 15,23 29,70 0,00 9,47 7,48 Socabaya 138 14,70 15,23 29,93 0,11 9,53 7,52 Socabaya 220 14,69 15,23 29,92 0,00 9,53 7,51 Cerro Verde 14,77 15,23 30,00 0,00 9,55 7,54 Reparticion 14,76 15,23 29,99 0,00 9,57 7,54 Mollendo 14,87 15,23 30,10 0,00 9,58 7,54 Montalvo 220 14,71 15,23 29,94 0,45 9,53 7,54 Montalvo 138 14,70 15,23 29,93 0,45 9,54 7,54 Ilo 138 14,86 15,23 30,09 0,45 9,57 7,57 Botiflaca 138 14,87 15,23 30,10 0,45 9,60 7,58 Toquepala 14,86 15,23 30,09 0,45 9,62 7,60 Aricota 138 14,66 15,23 29,89 0,00 9,59 7,58 Aricota 66 14,55 15,23 29,78 0,00 9,58 7,57 Tacna 220 14,83 15,23 30,06 0,00 9,56 7,55 Tacna 66 15,13 15,23 30,36 0,77 9,59 7,57 Tipo de Cambio 3,461 S/./US$ F.C. 81,0% %EHP 19,9% 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 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) + CPSEEÍNDICE 1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA 1.1.Propuesta del COES-SINAC 1.2. Primera Audiencia Pública 1.3.Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC 1.4. Abso lución de las Observaciones 1.5.Prepublicación de Tarifas en Barra 1.6.Segunda Audiencia Pública 1.7.Opiniones y Sugerencias de los Interesados 1.8.Fijación de Tarifas en Barra 1.9.Recursos de Reconsideración 1.10. Tercera Audiencia Pública 1.11. Tarifas en Barra Definitivas 2. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA 2.1.Procedimientos de Cálculo 2.1.1.PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA 2.1.2. PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA 2.2.Premisas y Resultados 2.2.1. PREVISIÓN DE DEMANDA 2.2.2. PROGRAMA DE OBRAS 2.2.3. COST OS VARIABLES DE OPERACIÓN (CVT) 2.2.3.1.Precios de los Combustibles lí- quidos 2.2.3.2. Preci o del Gas Natural 2.2.3.3.Precio del Carbón 2.2.3.4.Otros costos en el precio de los combustibles líquidos 2.2.4. COSTO DE RACIONAMIENTO 2.2.5. PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA 2.2.6. PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA 3. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT 3.1.Sistema Principal de Transmisión 3.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) 3.2.1. INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN 3.2.1.1. Red de Energía del Perú S.A. (REP) 3.2.1.2.Línea Quencoro - Dolorespata 3.2.1.3. San Gabán (Transmisión) 3.2.1.4. Eteselva 3.2.1.5. Tr ansmantaro 3.2.1.6. Redesur 3.2.1.7. ISA 3.3.Costos de Operación y Mantenimiento del Sis- tema Principal de Transmisión (COyM) 3.3.1. INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN 3.3.1.1. REP 3.3.1.2. Línea Quencoro - Dolorespata 138 kV 3.3.1.3. San Gabán (Transmisión) 3.3.1.4. Eteselva 3.3.1.5. Tr ansmantaro 3.3.1.6. Redesur 3.3.1.7. ISA 3.3.2. FACTORES DE PÉRDID AS MARGINA- LES 3.4. Ingreso Tarifario 3.5. Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión 3.5.1. LIQUIDA CIÓN DE CONTRATOS BOOT 3.5.1.1.Liquidación de Transmantaro 3.5.1.2.Liquidación Anual de Redesur 3.5.1.3.Liquidación de ISA 3.5.2. LIQUIDA CIÓN DE LA RAG DE REP 3.5.3. DETERMINA CIÓN Y ASIGNACIÓN DE LA RAG 3.5.4.DETERMINACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN 4. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE 4.1. Tarifas Teór icas