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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G35/G30/G36 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 El Cuadro Nº 3.2 muestra el resultado de la compara- ción entre precios teóricos y libres. Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el pre- cio libre promedio resultó 11,837 céntimos de S/./kWh. Deconformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 3.1, el precio ponderado resultante fue 11,656 cén-timos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 0,9847. Esta relación muestra que los precios teóricos no di- firieron en más del 10% de los precios libres vigentes, razónpor la cual los precios teóricos de la energía se aceptaron como Tarifas en Barra definitivas. Cuadro Nº 3.2 COMPARACIÓN DE PRECIOS LIBRE Vs. TEÓRICO Valores del Último Semestre Empresas V enta de Energía F acturación: Precio Medio : Millón Soles Ctm.S/./kWh GWh Participa- Libre Teórico Libre Teórico ción EDELNOR ( Lima ) 506 993,039 10,8% 62,465 63,393 12,321 12,504 ELECTROCENTRO 43 974,557 0,9% 5,275 5,275 11,996 11,996 ELECTRONORTE 2 141,130 0,0% 0,286 0,286 13,374 13,374 ELECTRO PUNO 8 164,779 0,2% 0,673 0,899 8,248 11,012 ELECTRO SUR ESTE 9 868,821 0,2% 1,026 1,026 10,395 10,395 ELECTRO SUR MEDIO 24 385,369 0,5% 2,999 2,999 12,297 12,297 ELECTRO NOR OESTE 15 307,302 0,3% 1,323 1,692 8,642 11,057 HIDRANDINA 40 428,981 0,9% 5,063 5,063 12,524 12,524 LUZ DEL SUR 198 146,892 4,2% 22,901 22,901 11,558 11,558 SEAL 13 533,855 0,3% 1,474 1,474 10,892 10,892 ELECTRO UCAYALI 3 938,898 0,1% 0,441 0,441 11,188 11,188 S. M. CORONA 21 332,331 0,5% 2,634 2,634 12,347 12,347 ATOCONGO 3 832,659 0,1% 3,272 3,272 85,368 85,368 CAHUA 1 219,434 0,0% 0,180 0,225 14,758 18,467 EDEGEL 862 021,359 18,3% 107,043 98,243 12,418 11,397 EEPSA 27 101,189 0,6% 3,501 3,359 12,920 12,395 EGASA 31 750,413 0,7% 3,765 3,765 11,859 11,859 EGEMSA 139 983,726 3,0% 10,909 14,507 7,793 10,363 EGENOR 191 905,818 4,1% 22,201 23,004 11,569 11,987 ELECTROANDES 500 443,935 10,6% 60,401 57,930 12,069 11,576 ELECTROPERU 371 207,198 7,9% 41,710 40,859 11,236 11,007 ENERSUR 810 108,235 17,2% 99,540 94,760 12,287 11,697 SAN GABAN 336 838,823 7,2% 36,216 36,368 10,752 10,797 TERMOSELVA 348 116,983 7,4% 38,086 40,508 10,941 11,636 TOTAL SEIN 4705 021 ,875 100,0% 556,919 548,417 11,837 11,656 Distribuidores 866 883,623 18,4% 103,926 105,450 11,988 12,164 Generadores 3838 138,253 81,6% 452,993 442,967 11,802 11,541 Resumen de la Comparación Precio Libre Vs. Precio Teórico Precio Libre 11,837 Cent.S/./kWh Precio Teórico 11,656 Cent.S/./kWh Comparación 0,9847 Teórico/Libre Factor de Ajuste 1,0000 3.3. Tarifas en Barra Dado que el precio teórico se encontraron en el rango del 10% del precio libre, los valores resultantes no requi- rieron ser ajustados. En el Cuadro Nº 3.3 se muestran los precios, en moneda extranjera, determinados para la fija-ción de Tarifas en Barra. Asimismo, el Cuadro Nº 3.4 contiene los precios del Cua- dro Nº 3.3, expresados en Nuevos Soles, utilizando el tipo decambio vigente al 30 de setiembre de 2004: 3,342 S/./US$. Cuadro Nº 3.3 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 2,72Paramonga 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 2,66 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 Cuadro Nº 3.4 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 -mesctm.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 9,18Factor de Ajuste PPM PC SPT PPB CPSEE PEMP PEMF 1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh