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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G35/G39/G39/G34/G37 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 17 de enero de 2004 Las observaciones señaladas fueron revisadas y res- pondidas por el COES-SINAC con fecha 27 de agosto de 2003. Posteriormente, el OSINERG, como resultado de los estudios efectuados para evaluar las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC, dispuso la publicación el 17 de setiembre de 2003 del proyecto de resoluciónque fija las Tarifas en Barra para el período noviembre 2003 - abril 2004 y la relación de información que la sus- tenta. La segunda audiencia pública se realizó el 24 de se- tiembre de 2003, en ésta correspondió a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG exponerlos criterios, metodología y modelos económicos utili- zados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento del proyecto de resolución que fija las Tarifasen Barra para el período noviembre 2003 - abril 2004. El 15 de octubre de 2003, el OSINERG publicó la Re- solución OSINERG Nº 162-2003-OS/CD mediante la cualfijó las Tarifas en Barra. El COES-SINAC y la empresa Edegel S.A.A. interpusieron recursos de reconsideración contra dicha resolución. Para el 17 de noviembre de 2003, se convocó a una tercera audiencia pública a fin de que las personas na- turales y jurídicas que presentaron recursos de recon-sideración contra la Resolución OSINERG Nº 162-2003- OS/CD, sustentaran sus respectivas reconsideracio- nes. Los recursos de reconsideración fueron resueltos mediante las Resoluciones OSINERG Nº 002-2004-OS/ CD y OSINERG Nº 003-2004-OS/CD, de fecha 07 deenero de 2004, y publicadas el 12 de enero de 2004. En la preparación del presente informe se ha toma- do en cuenta toda la información recolectada a lo largodel proceso descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultores es- pecializados sobre temas específicos de la regula-ción. Aspectos MetodológicosEl precio básico de la energía se determinó utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de laoperación de sistemas eléctricos denominado PERSEO. El precio básico de la potencia, de acuerdo con el mandato del Artículo 47º, literales e) y f) de la Ley, co-rresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la unidad de generación más ade- cuada para suministrar potencia adicional durante lashoras de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmi- sión involucrada. Los cargos por el Sistema Principal de Transmisión corresponden a la fijación de precios de mayo2003 y fueron aprobados mediante Resolución OSINERG Nº 057-2003-OS/CD y sus modificatorias. Los cargos de peaje secundario corresponden a los consignados me-diante la Resolución OSINERG Nº 105-2003-OS/CD y sus modificatorias. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron compara- dos con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento.La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta además lo dispuesto por el Regla-mento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EM del 18 de setiembredel año 2000. Con relación a los sistemas aislados, las Tarifas en Barra se han determinado mediante le uso de las corres-pondientes fórmulas de actualización. Resumen de ResultadosComo resultado de la comparación de precios libre / teórico, se ha observado que el precio promedio ponde-rado teórico no difiere en más del 10% de su equivalente del mercado no regulado. Por tal motivo, no fue necesa- rio efectuar el reajuste en los precios teóricos para cons-tituir los Precios en Barra definitivos. Los precios resul- tantes para la regulación de Tarifas en Barra del SEIN se resumen en el cuadro siguiente 4:SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL FIJACIÓN DE TARIFAS : NOVIEMBRE 2003 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 16,57 13,26 29,83 0,00 10,63 7,73 Piura Oeste 16,98 13,26 30,24 0,00 10,69 7,76 Chiclayo Oeste 16,89 13,26 30,15 0,00 10,61 7,70 Guadalupe 220 17,03 13,26 30,29 0,00 10,63 7,70 Guadalupe 60 16,99 13,26 30,25 0,00 10,64 7,71 Trujillo Norte 17,26 13,26 30,52 0,00 10,65 7,69 Chimbote 1 17,04 13,26 30,30 0,00 10,56 7,62 Paramonga 17,92 13,26 31,18 0,00 10,71 7,50 Huacho 18,21 13,26 31,47 0,00 10,82 7,52 Zapallal 18,68 13,26 31,94 0,00 10,95 7,51 Ventanilla 18,79 13,26 32,05 0,00 11,00 7,55 Chavarría 18,84 13,26 32,10 0,00 11,03 7,56 Santa Rosa 18,85 13,26 32,11 0,00 11,10 7,57 San Juan 18,88 13,26 32,14 0,00 11,15 7,60 Independencia 18,22 13,26 31,48 0,00 10,76 7,49 Ica 18,50 13,26 31,76 0,00 10,84 7,54 Marcona 19,08 13,26 32,34 0,00 10,97 7,63 Mantaro 16,98 13,26 30,24 0,00 10,13 7,24 Huayucachi 17,42 13,26 30,68 0,00 10,35 7,31 Pachachaca 17,85 13,26 31,11 0,00 10,24 7,40 Huancavelica 17,31 13,26 30,57 0,00 10,30 7,31 Callahuanca ELP 18,21 13,26 31,47 0,00 10,41 7,46 Cajamarquilla 18,66 13,26 31,92 0,07 10,80 7,53 Huallanca 138 15,72 13,26 28,98 0,00 10,09 7,37 Vizcarra 17,86 13,26 31,12 0,00 10,52 7,43 Tingo María 220 17,04 13,26 30,30 0,00 10,27 7,26 Aguaytía 220 16,61 13,26 29,87 0,00 10,16 7,18 Pucallpa 60 17,40 13,26 30,66 3,25 10,30 7,25 Tingo María 138 16,98 13,26 30,24 0,00 10,24 7,25 Huánuco 138 17,59 13,26 30,85 0,00 10,38 7,34 Paragsha II 138 17,87 13,26 31,13 0,07 10,41 7,37 Oroya Nueva 220 17,90 13,26 31,16 0,07 10,25 7,41 Oroya Nueva 50 18,00 13,26 31,26 0,07 10,37 7,45 Carhuamayo 138 17,27 13,26 30,53 0,07 10,27 7,33 Caripa 138 17,89 13,26 31,15 0,07 10,40 7,39 Machupicchu 13,83 13,26 27,09 0,00 9,04 6,52 Cachimayo 14,67 13,26 27,93 0,00 9,31 6,72 Dolorespata 14,75 13,26 28,01 0,00 9,34 6,73 Quencoro 14,74 13,26 28,00 0,00 9,34 6,73 Combapata 15,20 13,26 28,46 0,00 9,58 6,92 Tintaya 15,65 13,26 28,91 0,00 9,85 7,15 Ayaviri 15,12 13,26 28,38 0,00 9,66 7,05 Azángaro 14,82 13,26 28,08 0,00 9,56 6,99 Juliaca 15,75 13,26 29,01 0,00 9,90 7,18 Puno 138 16,10 13,26 29,36 0,00 10,00 7,25 Puno 220 16,12 13,26 29,38 0,00 10,02 7,27 Callalli 15,93 13,26 29,19 0,00 9,98 7,24 Santuario 16,14 13,26 29,40 0,00 10,06 7,30 Socabaya 138 16,43 13,26 29,69 0,00 10,13 7,34 Socabaya 220 16,42 13,26 29,68 0,00 10,13 7,32 Cerro Verde 16,50 13,26 29,76 0,00 10,15 7,35 Reparticion 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 C ambio 3,483 S/./US$ F.C. 77,4% %EHP 20,1% 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 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 4 Para fines de comparación, en el cuadro se muestran los Peajes por Conexión al Sistema Principal de Transmisión aprobados mediante la Resolución OSINERG Nº 057-2003-OS/CD y sus modificatorias, y los peajes del Sistema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG Nº 105-2003-OS/CD ysus modificatorias, debidamente actualizados. Además se ha considerado el nuevo valor por Garantía de Red Principal fijado para la presente regulación mediante D.S. Nº 046-2002-EM.