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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G35/G30/G37 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 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 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 4. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS Para la actualización de los precios se utilizaron las mis- mas fórmulas empleadas en anteriores regulaciones tari- farias de precios en barra. En lo que sigue de esta sección se presentan los factores que representan la elasticidad de los precios de la electricidad a la variación de los insumos empleados para su formación. 4.1. Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los facto- res que componen el precio total de la energía del SEIN seevaluó el incremento producido en el precio total de la ener- gía ante un incremento de un factor a la vez. La incidencia del tipo de cambio se determina como 100% menos la suma de las incidencias del resto de factores. A continuación se presentan los factores de reajuste a utilizar para la actualización del precio de la energía. Cuadro Nº 4.1 FIJACION DE TARIFAS : NOVIEMBRE 2004 Fórmula de Actualización de la Energía Componente Punta F.Punta Total Diesel Nº 2 1,71% 2,31% 2,16% Residual Nº 6 45,45% 33,06% 36,08% Carbón 6,85% 11,80% 10,59% Gas Natural 32,95% 38,91% 37,45% Tipo de Cambio 13,04% 13,92% 13,72% Total 100,00% 100,00% 100,00% 4.2. Actualización del Precio de la Potencia En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tuvo una participación de 79,95% del costo total de la potencia de pun- ta, mientras que el Índice de Precios al por Mayor (M.N.) tuvoel restante 20,05%, como se desprende del Cuadro Nº 4.2. Cuadro Nº 4.2 FIJACION DE TARIFAS : NOVIEMBRE 2004 Composición del Costo de Potencia (Miles de US$) Componente M.E. M.N. Total Turbo Generador 3502,1 653,9 4156,1 72,10% Conexión a la Red 161,2 39,8 200,9 3,49% COyM 945,0 461,9 1406,9 24,41% Total 4608,4 1155,6 5763,9 100,00% 79,95% 20,05% 100,00% Nota: M.E. : Moneda Extranjera M.N. : Moneda Nacional 5. SISTEMAS AISLADOS La metodología aplicada supone para el cálculo de la tarifa que la demanda es cubierta con un sistema de generación y transporte adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin, se obtuvo el precio que resulta de considerar los costos deinversión, operación y mantenimiento necesarios para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por este precio, debe permitir recuperar los costos anualesde inversión y operación de una instalación suficiente para abas- tecer la demanda con una reserva del 20%. Los costos de inversión incluyeron la anualidad de la inver- sión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y de la subestación eléctrica de salida de la central. En los casos que ha correspondido, se incluyó el costo de un subsis-tema de transmisión eficiente para llevar la energía desde la central hasta las redes de distribución. Los costos de opera- ción considerados incluyeron los costos fijos de personal máslos costos variables combustible y no combustible. En cuanto a los factores de actualización para la poten- cia y la energía, se integraron en un solo conjunto que re-presenta la actualización del costo medio de producción. 5.1. Aislado Típico G: Sistema Moyobamba - Tarapo- to - Bellavista En esta oportunidad se procedió a revisar la informa- ción que sirvió de base para determinar las tarifas en la fijación de Tarifas en Barra de Mayo de 2004. La tarifa resultante, y los factores de actualización apli- cables, se muestran en el Cuadro Nº 5.1. Cuadro Nº 5.1 Potencia: 21,39 S/. /kW-mes Energía: 25,54 ctm.S/. /kWh CONCEPTO FACTOR Moneda Extranjera 0,2737 Moneda Nacional 0,2561 Combustible (R6) 0,4702Factor 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