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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G36/G34/G38/G30/G32 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 17 de marzo de 2004 PEMF : Precio de la Energía a Nivel Gene- ración en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos deS/./kW.h. PEMP y PEMF, determinados como el producto del Precio Básico de laEnergía respectivo por el Factor de Pérdidas Marginales de Energía. Artículo 47º, incisos d) y g) de laLey 14. PEBP :Precio en Barra de la Energía en Ho- ras de Punta, expresado en céntimosde S/./kW.h. PEBF :Precio en Barra de la Energía en Ho- ras Fuera de Punta, expresado encéntimos de S/./kW.h. PCSPT : Cargo de Peaje por Conexión Unita- rio al Sistema Principal de Transmi-sión, expresado en S/./kW-mes CPSEE : Cargo de Peaje Secundario por Trans- misión Equivalente en Energía, expre-sado en céntimos de S/./kW.h. Para el cálculo de los precios de potencia y ener- gía para el resto de Subestaciones de cada sis- tema, se emplearán los valores de PEBP, PEBF y PPB, resultantes de aplicar las fórmulas (1),(2) y (3). El cargo CPSEE corresponde al que se consig- na en la Resolución OSINERG Nº xxxx-2004- OS/CD. A.1) PEAJES POR CONEXIÓN EN EL SISTE- MA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Los valores del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión(PCSPT) son los siguientes: Cuadro Nº 2 Sistema de Transmisión PCSPT S/./kW-mes SPT de REP 1,53 SPT de Eteselv a 0,31 SPT de Redesur 1,08 SPT de Transmantaro 2,73 SPT de ISA 0,88 Celda 138 kV S.E. Azángaro 0,01 L.T. Dolorespata – Quencoro 138 kV 0,03 Cargo por Garantía por Red Principal 8,75 Total SEIN 15,32 A.2)PEAJES POR CONEXION EN SISTE- MAS AISLADOS El valor del PCSPT para los Sistemas Aislados, contemplados en el Cuadro Nº 1, es igual a cero. B) TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS El Precio en Barra de la Energía en una Sub- estación de Central Generadora, cuyo flujo preponderante de energía es hacia otra sub-estación con Precio en Barra definido, se de- terminará del cociente resultante de dividir el Precio en Barra de la Energía de la Subesta-ción con Precio en Barra definido entre el co- rrespondiente Factor de Pérdida Marginal de Energía (FPME). El Precio en Barra de la Potencia de Punta en una Subestación de Central Generadora, sedeterminará dividiendo el Precio en Barra de la Potencia de Punta de la Subestación con Precio en Barra definido entre el Factor de Pér-dida Marginal de Potencia (FPMP). En el caso de subestaciones en que el flujo pre- ponderante de energía aporte a otra subesta-ción con Precios en Barra definidos, se le apli- cará el mismo procedimiento. Se define:PEBP1 = PEBP0 / FPME (4) PEBF1 = PEBF0 / FPME (5) PPB1 = PPB0 / FPMP (6) Donde:PEBP0 :Precio en Barra de la Energía en Ho- ras de Punta, definido. PEBF0 :Precio en Barra de la Energía en Ho- ras Fuera de Punta, definido. PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, definido. PEBP1 :Precio en Barra de la Energía en Ho- ras de Punta, por determinar. PEBF1 :Precio en Barra de la Energía en Ho- ras Fuera de Punta, por determinar. PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar. 1.2 TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DI- FERENTES A LAS SEÑALADAS EN EL NUME- RAL 1.1. Los Precios en Barra en subestaciones diferentes a las señaladas en el numeral 1.1, se determinarán según el procedimiento siguiente: A) Tarifas en Barra de la Energía Los Precios en Barra de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta) serán el resultado de multiplicar los Precios en Barra de la ener-gía en una Subestación de Referencia por el res- pectivo Factor de Pérdidas Marginales de Ener- gía (FPME), agregando a este producto el Car-go Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE). Se define: PEBP1 = PEBP0 * FPME + CBPSE (7) PEBF1 = PEBF0 * FPME + CBPSE (8) 14Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma: ... d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados; ... f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el proce- dimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como lí- mite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente; g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdi- das de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión. Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos; .../G50/G52/G4F/G59/G45/G43/G54/G4F