NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 20 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2004 (20/09/2004)

/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G37/G36/G38/G30/G32 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 20 de setiembre de 2004 Artículo 52º, literal t), del Reglamento General del OSI- NERG10, el organismo regulador deberá fijar simultánea- mente con las Tarifas en Barra, el precio promedio de laenergía a nivel generación, así como el valor del Costo deRacionamiento, cuya propuesta ha sido presentada por elCOES-SINAC en su Estudio Técnico Económico, confor-me al mandato expreso del Artículo 119º, literal c), del Re-glamento de la LCE 11; Que, asimismo, de acuerdo con lo establecido en la Dis- posición Transitoria Única contenida en el Decreto Supre-mo Nº 010-2004-EM, para efectos de la fijación tarifaria delos periodos que se inician en los meses de noviembre de2004 y mayo de 2005, la proyección de la demanda y de laoferta extranjeras se determinará sobre la base de la simu-lación de las transacciones de corto plazo que se hubie-sen producido en los enlaces internacionales durante elaño 2003, para lo cual se tomarán en cuenta los datos his-tóricos de ese año del SEIN y de los sistemas de los paí-ses involucrados; De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores, en el Regla-mento General de OSINERG aprobado por Decreto Su-premo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844, Leyde Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobadopor Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y en lo dispuesto enla Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento AdministrativoGeneral. RESUELVE: Artículo 1º.- Fíjese las siguientes Tarifas en Barra para los suministros que se efectúen desde las Subestaciones deGeneración - Transporte que se señalan, según se indica: 1 TARIFAS DE GENERACIÓN 1.1 TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE REFERENCIA Las Subestaciones de Referencia están constituidas por las Subestaciones Base y las Subestaciones de CentralesGeneradoras. A) TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE A continuación se detallan los precios por potencia de punta y por energía en barra que se aplicarán a los sumi-nistros atendidos desde las denominadas SubestacionesBase (S.E.B.), para los niveles de tensión que se indican: Cuadro Nº 1 Subestaciones T ensión PPM PEMP PEMF Base kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.hctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Talara 220 16,82 12,01 9,28 Piura Oeste 220 16,81 12,13 9,37 Chiclayo Oeste 220 16,34 12,17 9,34 Guadalupe 220 16,30 12,26 9,37 Guadalupe 60 16,24 12,30 9,38 Trujillo Norte 220 16,28 12,31 9,37 Chimbote 1 220 15,96 12,20 9,27 Paramonga 220 16,43 12,32 9,18 Huacho 220 16,63 12,45 9,25 Zapallal 220 16,96 12,66 9,24 Ventanilla 220 17,05 12,73 9,28 Lima (1) 220 17,13 13,42 9,31 Independencia 220 16,62 12,72 9,22 Ica 220 16,88 12,82 9,29 Marcona 220 17,41 12,98 9,41 Mantaro 220 15,53 11,54 8,91 Huayucachi 220 15,91 11,83 8,99 Pachachaca 220 16,26 11,49 9,10 Huancavelica 220 15,81 11,86 8,99 Callahuanca 220 16,55 11,74 9,17 Cajamarquilla 220 16,94 12,67 9,27 Huallanca 138 14,57 11,67 8,97Subestaciones T ensión PPM PEMP PEMF Base kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.hctm. S/./kW.h Vizcarra 220 16,31 11,95 9,06 Tingo María 220 15,50 11,61 8,82 Aguaytía 220 15,08 11,47 8,71 Pucallpa 60 15,85 11,59 8,78 Tingo María 138 15,45 11,52 8,79 Huánuco 138 16,02 11,65 8,92 Paragsha II 138 16,29 11,66 9,01 Oroya Nueva 220 16,31 11,51 9,08 Oroya Nueva (2) 50 16,42 11,55 9,13 Carhuamayo 138 15,71 11,60 9,00 Caripa 138 16,30 11,62 9,04 Condorcocha 44 16,52 11,64 9,04 Machupicchu 138 12,94 10,52 8,18 Cachimayo 138 13,86 10,83 8,44 Cusco (3) 138 13,80 10,86 8,45 Combapata 138 14,21 11,07 8,63 Tintaya 138 14,61 11,31 8,84 Ayaviri 138 14,10 11,10 8,68 Azángaro 138 13,82 10,98 8,60 Juliaca 138 14,84 11,39 8,83 Puno 138 15,16 11,51 8,95 Puno 220 15,18 11,53 8,96 Callalli 138 14,89 11,44 8,91 Santuario 138 15,08 11,56 8,98 Arequipa (4) 138 15,36 11,63 9,03 Socabaya 220 15,35 11,63 9,01 Cerro Verde 138 15,42 11,66 9,04 Repartición 138 15,43 11,67 9,05 Mollendo 138 15,55 11,67 9,04 Montalvo 220 15,38 11,64 9,04 Montalvo 138 15,37 11,64 9,05 Ilo ELP 138 15,54 11,67 9,08 Botiflaca 138 15,54 11,71 9,10 Toquepala 138 15,53 11,74 9,12 Aricota 138 15,29 11,71 9,09 Aricota 66 15,16 11,70 9,09 Tacna 220 15,51 11,72 9,06 Tacna 66 15,86 11,74 9,08 SISTEMAS AISLADOS Típico A (5) MT 28,84 39,77 39,77 Típico B (6) MT 23,69 21,43 21,43 Típico E (7) MT 23,07 24,29 24,29 Típico F (8) MT 29,73 50,23 50,23 Típico G (9) MT 22,63 24,31 24,31 Típico H (10) MT 22,39 16,97 16,97 Típico I (11) MT 27,58 46,25 46,25 10Artículo 52º. – Funciones del Consejo Directivo.- Son funciones del Consejo Directivo: ...t) Establecer el Costo de Racionamiento a que se refiere la definición 3 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas. ... 11Artículo 119º. Antes del 15 de Marzo y 15 de Setiembre de cada año, cada COES deberá presentar a la Comisión el estudio técnico-económico dedeterminación de precios de potencia y energía en barras, de conformidadcon las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, en forma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguientes:…c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes; …