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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G35/G30/G35 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 Tacna 220 4,63 4,93 9,56 0,00 3,43 2,65 Tacna 66 4,74 4,93 9,67 0,22 3,44 2,66 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 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) + CP-SEE Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como precios en barra, debieron compararse con el precio pro- medio ponderado del mercado libre, como se indica a con- tinuación. Este precio promedio ponderado se obtuvo apli-cando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre. 3.2. Comparación de los Precios Teóricos con el Pre- cio Promedio Ponderado de los Clientes Libres A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas 20 y Artículo 129º de su Reglamento,21 se compararon los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SEIN. De acuerdo con el último análisis realizado por el OSINERG y por el COES-SINAC, se coincide en señalarque el lugar más conveniente para instalar capacidad adi- cional de punta es la ciudad de Lima. 3.1. Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Sub- estación Base se determinan expandiendo los precios bá- sicos con los respectivos factores de pérdidas y se mues- tran en el Cuadro Nº 3.1. En el mismo cuadro se presentanlos correspondientes cargos por transmisión 19. Cuadro Nº 3.1 FIJACION DE TARIFAS : NOVIEMBRE 2004 TARIFAS EN BARRA - MONEDA EXTRANJERA Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh Talara 5,03 4,93 9,96 0,00 3,54 2,73 Piura Oeste 5,02 4,93 9,95 0,00 3,57 2,75 Chiclayo Oeste 4,88 4,93 9,81 0,00 3,58 2,74 Guadalupe 220 4,87 4,93 9,80 0,00 3,61 2,75 Guadalupe 60 4,85 4,93 9,78 0,00 3,62 2,75 Trujillo Norte 4,86 4,93 9,79 0,00 3,62 2,75 Chimbote 1 4,77 4,93 9,70 0,00 3,59 2,72 Paramonga 4,91 4,93 9,84 0,00 3,62 2,69 Huacho 4,97 4,93 9,90 0,00 3,66 2,71 Zapallal 5,07 4,93 10,00 0,00 3,73 2,71 Ventanilla 5,09 4,93 10,02 0,00 3,75 2,72 Chavarría 5,11 4,93 10,04 0,00 3,90 2,72 Santa Rosa 5,12 4,93 10,05 0,00 3,97 2,73 San Juan 5,13 4,93 10,06 0,00 4,00 2,74 Independencia 4,96 4,93 9,90 0,00 3,75 2,70 Ica 5,04 4,93 9,97 0,00 3,78 2,72 Marcona 5,20 4,93 10,13 0,00 3,83 2,76 Mantaro 4,64 4,93 9,57 0,00 3,39 2,61 Huayucachi 4,75 4,93 9,68 0,00 3,48 2,63 Pachachaca 4,86 4,93 9,79 0,00 3,37 2,67 Huancavelica 4,72 4,93 9,65 0,00 3,49 2,63 Callahuanca ELP 4,94 4,93 9,87 0,00 3,46 2,69 Cajamarquilla 5,06 4,93 9,99 0,02 3,74 2,71 Huallanca 138 4,35 4,93 9,28 0,00 3,43 2,63 Vizcarra 4,87 4,93 9,80 0,00 3,50 2,66 Tingo María 220 4,63 4,93 9,56 0,00 3,40 2,59 Aguaytía 220 4,51 4,93 9,44 0,00 3,36 2,55 Pucallpa 60 4,73 4,93 9,67 0,89 3,40 2,57 Tingo María 138 4,61 4,93 9,54 0,00 3,38 2,58 Huánuco 138 4,79 4,93 9,72 0,00 3,42 2,62 Paragsha II 138 4,87 4,93 9,80 0,02 3,43 2,64 Oroya Nueva 220 4,87 4,93 9,80 0,02 3,38 2,66 Oroya Nueva 50 4,90 4,93 9,84 0,02 3,39 2,68 Carhuamayo 138 4,69 4,93 9,62 0,02 3,42 2,64 Caripa 138 4,87 4,93 9,80 0,02 3,42 2,65 Condorcocha 44 4,93 4,93 9,87 0,17 3,43 2,65 Machupicchu 3,86 4,93 8,80 0,00 3,09 2,39 Cachimayo 4,14 4,93 9,07 0,00 3,18 2,47 Dolorespata 4,12 4,93 9,06 0,00 3,19 2,47 Quencoro 4,12 4,93 9,05 0,00 3,19 2,47 Combapata 4,24 4,93 9,18 0,00 3,25 2,52 Tintaya 4,37 4,93 9,30 0,00 3,32 2,59 Ayaviri 4,21 4,93 9,14 0,00 3,26 2,54 Azángaro 4,13 4,93 9,06 0,00 3,23 2,52 Juliaca 4,43 4,93 9,36 0,00 3,35 2,59 Puno 138 4,53 4,93 9,46 0,00 3,38 2,62 Puno 220 4,53 4,93 9,47 0,00 3,39 2,62 Callalli 4,45 4,93 9,38 0,00 3,36 2,61 Santuario 4,50 4,93 9,44 0,00 3,39 2,63 Socabaya 138 4,59 4,93 9,52 0,03 3,42 2,64 Socabaya 220 4,59 4,93 9,52 0,00 3,42 2,64 Cerro Verde 4,61 4,93 9,54 0,00 3,42 2,65 Reparticion 4,61 4,93 9,54 0,00 3,43 2,65 Mollendo 4,64 4,93 9,58 0,00 3,43 2,65 Montalvo 220 4,59 4,93 9,53 0,13 3,42 2,65 Montalvo 138 4,59 4,93 9,52 0,13 3,42 2,65 Ilo 138 4,64 4,93 9,57 0,13 3,43 2,66 Botiflaca 138 4,64 4,93 9,57 0,13 3,44 2,66 Toquepala 4,64 4,93 9,57 0,13 3,45 2,67 Aricota 138 4,57 4,93 9,50 0,00 3,44 2,66 Aricota 66 4,53 4,93 9,46 0,00 3,44 2,66Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh 19 Para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestra el cargo de Peaje Unita- rio por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) aprobado mediante laResolución OSINERG Nº 069-2004-OS/CD y sus modificatorias, y los peajes del Sis-tema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG Nº 072-2004-OS/CD y sus modificatorias, debidamente actualizados. Cabe señalar que elPCSPT incluye el cargo por Garantía por la Red Principal de Camisea fijado medianteResolución OSINERG Nº 187-2004-OS/CD y sus modificatorias. 20 Artículo. 53º.- Las tarifas que fije la Comisión de Tarifas de Energía, no podrán diferir, en más de diez por ciento, de los precios libres vigentes. El Reglamento establecerá elprocedimiento de comparación. 21 Artículo 129º.- Para efectuar la comparación a que se refiere el Artículo 53º de la Ley, los concesionarios y titulares de autorizaciones deberán presentar a la Comisión loscontratos de suministro de electricidad suscritos entre el suministrador y el clientesujeto a un régimen de libertad de precios, y la información sustentatoria en la forma yplazo que ella señale.Dicha comparación se realizará considerando el nivel de tensión y observando el si-guiente procedimiento: a) Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, se determinará un precio medio de la electricidad al nivel de la Barra de Referencia de Generación, conside-rando su consumo y facturación total de los últimos seis meses. La Barra de Refe-rencia de Generación, es la Barra indicada por la Comisión en sus resoluciones defijación de Precios en Barra; b) Con los precios medios resultantes y sus respectivos consumos, se determinará un precio promedio ponderado libre; c) Para los mismos usuarios a que se refiere el inciso a) del presente artículo, se determinará el precio medio teórico de la electricidad que resulte de la aplicaciónde los precios de potencia y de energía teóricos al nivel de la Barra de Referencia de Generación a sus respectivos consumos. El precio teórico de la energía secalcula como la media ponderada de los precios de energía, determinados segúnlo señalado en el inciso i) del Artículo 47º de la Ley y el consumo de energía detodo el sistema eléctrico para los bloques horarios definidos por la Comisión. Elprecio teórico de la potencia, corresponde a lo señalado en el inciso h) del Artículo47º de la Ley, pudiendo descontarse de os costos de transmisión; d) A base de los consumos y los precios medios teóricos, obtenidos en el inciso precedente, se determinará un precio promedio ponderado teórico; y, e) Si el valor obtenido en el inciso d) no difiere en más de 10% del valor obtenido en el inciso b), los precios de energía determinados según lo señalado en el inciso i)del Artículo 47º de la Ley, serán aceptados. En caso contrario, la Comisión modifi-cará proporcionalmente los precios de energía hasta alcanzar dicho límite. El precio de la electricidad señalado en el inciso a) del presente artículo, deberá reunir los requisitos y condiciones contenidos en el Artículo 8º de la Ley y en los reglamentosespecíficos sobre la comercialización de la electricidad a los clientes bajo el régimende libertad de precios.La Comisión podrá expedir resoluciones complementarias para la aplicación del pre-sente artículo y publicará periódicamente informes estadísticos sobre la evolución delos precios libres y teóricos de cada uno de los clientes no sujetos al régimen deregulación de precios.