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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G34/G39/G35 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 Cuadro Nº 2 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL FIJACION DE TARIFAS : NOVIEMBRE 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 16,80 16,48 33,28 0,00 11,83 9,12 Piura Oeste 16,78 16,48 33,26 0,00 11,95 9,20 Chiclayo Oeste 16,32 16,48 32,80 0,00 11,98 9,17 Guadalupe 220 16,27 16,48 32,75 0,00 12,07 9,18 Guadalupe 60 16,21 16,48 32,69 0,00 12,11 9,20 Trujillo Norte 16,25 16,48 32,73 0,00 12,11 9,18 Chimbote 1 15,93 16,48 32,41 0,00 12,00 9,09 Paramonga 16,40 16,48 32,88 0,00 12,11 9,00 Huacho 16,60 16,48 33,08 0,00 12,24 9,05 Zapallal 16,93 16,48 33,41 0,00 12,46 9,05 Ventanilla 17,02 16,48 33,50 0,00 12,53 9,08 Chavarría 17,08 16,48 33,56 0,00 13,03 9,11 Santa Rosa 17,10 16,48 33,58 0,00 13,25 9,12 San Juan 17,15 16,48 33,63 0,00 13,38 9,15 Independencia 16,59 16,48 33,07 0,00 12,54 9,03 Ica 16,85 16,48 33,33 0,00 12,64 9,09 Marcona 17,38 16,48 33,86 0,00 12,79 9,21 Mantaro 15,50 16,48 31,98 0,00 11,33 8,72 Huayucachi 15,88 16,48 32,36 0,00 11,63 8,80 Pachachaca 16,23 16,48 32,71 0,00 11,28 8,91 Huancavelica 15,79 16,48 32,27 0,00 11,66 8,80 Callahuanca ELP 16,52 16,48 33,00 0,00 11,56 8,98 Cajamarquilla 16,92 16,48 33,40 0,07 12,49 9,07 Huallanca 138 14,55 16,48 31,03 0,00 11,47 8,78 Vizcarra 16,28 16,48 32,76 0,00 11,71 8,88 Tingo María 220 15,47 16,48 31,95 0,00 11,38 8,64 Aguaytía 220 15,06 16,48 31,54 0,00 11,24 8,53 Pucallpa 60 15,82 16,48 32,30 2,98 11,37 8,60 Tingo María 138 15,42 16,48 31,90 0,00 11,30 8,61 Huánuco 138 16,00 16,48 32,48 0,00 11,44 8,74 Paragsha II 138 16,27 16,48 32,75 0,07 11,45 8,82 Oroya Nueva 220 16,28 16,48 32,76 0,07 11,29 8,89 Oroya Nueva 50 16,39 16,48 32,87 0,07 11,34 8,95 Carhuamayo 138 15,68 16,48 32,16 0,07 11,42 8,82 Caripa 138 16,28 16,48 32,76 0,07 11,43 8,86 Condorcocha 44 16,49 16,48 32,97 0,56 11,45 8,87 Machupicchu 12,91 16,48 29,39 0,00 10,32 8,00 Cachimayo 13,83 16,48 30,31 0,00 10,63 8,25 Dolorespata 13,78 16,48 30,26 0,00 10,66 8,26 Quencoro 13,77 16,48 30,25 0,00 10,65 8,25 Combapata 14,19 16,48 30,67 0,00 10,87 8,44 Tintaya 14,59 16,48 31,07 0,00 11,11 8,64 Ayaviri 14,07 16,48 30,55 0,00 10,90 8,49 Azángaro 13,80 16,48 30,28 0,00 10,78 8,41 Juliaca 14,81 16,48 31,29 0,00 11,19 8,64 Puno 138 15,14 16,48 31,62 0,00 11,30 8,74 Puno 220 15,15 16,48 31,63 0,00 11,32 8,76 Callalli 14,86 16,48 31,34 0,00 11,25 8,71 Santuario 15,05 16,48 31,53 0,00 11,34 8,79 Socabaya 138 15,33 16,48 31,81 0,11 11,41 8,83 Socabaya 220 15,32 16,48 31,80 0,00 11,42 8,82 Cerro Verde 15,40 16,48 31,88 0,00 11,44 8,85 Reparticion 15,40 16,48 31,88 0,00 11,45 8,85 Mollendo 15,52 16,48 32,00 0,00 11,45 8,84 Montalvo 220 15,36 16,48 31,84 0,45 11,42 8,84 Montalvo 138 15,35 16,48 31,83 0,45 11,43 8,85 Ilo 138 15,51 16,48 31,99 0,45 11,46 8,88 Botiflaca 138 15,52 16,48 32,00 0,45 11,50 8,90 Toquepala 15,50 16,48 31,98 0,45 11,52 8,92 Aricota 138 15,27 16,48 31,75 0,00 11,49 8,90 Aricota 66 15,13 16,48 31,61 0,00 11,48 8,89 Tacna 220 15,48 16,48 31,96 0,00 11,45 8,86 Tacna 66 15,83 16,48 32,31 0,75 11,51 8,88 Tipo de Cambio 3,342 S/./US$ F.C. 80,7% %EHP 19,8% Notas : PPMPrecio de la Potencia de Punta a nivel generación PCSPTCargo de Peaje 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) + CPSEEINDICE 1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA 1.1.Propuesta del COES-SINAC 1.2. Primera A udiencia Pública 1.3. Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC 1.4.Absolución de las Observaciones 1.5.Prepublicación de Tarifas en Barra 1.6. Segunda A udiencia Púb lica 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. PR OGRAMA DE OBRAS 2.2.3.COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN (CVT) 2.2.3.1.Precios de los Combustibles líqui- dos 2.2.3.2.Precio 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 2.3. Factores de Pérdidas Marginales 3. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE 3.1. Tarifas Teór icas 3.2.Comparación de los Precios Teóricos con el Pre- cio Promedio Ponderado de los Clientes Libres 3.3. Tarifas en Barra 4. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS 4.1.Actualización del Precio de la Energía 4.2.Actualización del Precio de la Potencia 5. SISTEMAS AISLADOS 5.1.Aislado Típico G: Sistema Moyobamba - Tarapoto - Bellavista 5.2.Aislado Típico H: Sistema Bagua - Jaén 5.3.Otros Sistemas Aislados 5.4. Tarifas en Barra y F actores de Reajuste en Siste- mas Aislados 6. REFERENCIAS 1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realizó de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas5 y su Reglamento aproba- do mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM6. El OSI- 5 Si bien, a la fecha de la emisión del presente informe se ha promulgado la Ley Nº 28447, que modifica diversos artículos del Decreto Ley Nº 25844, la misma es vigentecon posterioridad al proceso de fijación de Tarifas en Barra de noviembre de 2005. 6 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº 25844) y a su Reglamento (D.S. Nº 009-93-EM) respectivamente.