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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G38/G39/G32/G32/G39 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, viernes 18 de marzo de 2005 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 de deter- minación de precios de potencia y energía en barras, de conformidad con lasdisposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, en forma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguien- tes:… c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes;… 12Artículo 136º.- El Ingreso Tarifario Esperado Total del Sistema Principal de Transmisión requerido para cada fijación de las tarifas de transmisión, serápropuesto por el COES a la Comisión, para los siguientes doce meses, si- guiendo el procedimiento previsto en el Artículo precedente y empleando la misma información y supuestos utilizados para el cálculo de las Tarifas enBarra. El Ingreso Tarifario Esperado será expresado en doce cuotas iguales, consi- derando la tasa definida en el Artículo 79º de la Ley. La Comisión fijará elIngreso Tarifario Esperado y sus fórmulas de reajuste en la misma forma y oportunidad que el Peaje de Conexión. El Ingreso Tarifario Esperado de cada Transmisor Principal le será pagadomensualmente por los generadores en proporción directa de sus Ingresos por Potencia definidos en el Artículo 109º del Reglamento. El saldo resultante de la Transferencia Total por Energía, como consecuenciade la aplicación del Artículo 107º del Reglamento, originado por el uso de la red de transmisión calificada como parte del Sistema Principal de Transmi- sión será asignada a los generadores en función de sus Ingresos por Potencia.Los pagos a que se refieren los párrafos anteriores se harán efectivos dentro de los (7) días calendario siguientes a la notificación de la liquidación men- sual practicada por el COES.El COES propondrá al Ministerio los procedimientos necesarios para la apli- cación del presente artículo. Artículo 137º.- El Peaje por Conexión será obtenido deduciendo del Costo Total de transmisión el Ingreso Tarifario Esperado Total para el Sistema Prin-cipal de Transmisión, determinado conforme a lo establecido en el artículo precedente. El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio dePotencia de Punta en Barra señalado en el inciso h) del Artículo 47º de la Ley, será igual al cociente entre el Peaje de Conexión y la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.El Peaje por Conexión será expresado en doce cuotas iguales, considerando la tasa definida en el Artículo 79º de la Ley. La Comisión fijará el Peaje de Conexión Unitario y el Peaje por Conexión, así como sus fórmulas de reajustea que se refiere el Artículo 61º de la Ley. El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le será pagado mensual- mente por los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Co-nexión, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado. El COES determinará mensualmente la recaudación Total por Peaje por Co- nexión, según el siguiente procedimiento:a) Se determinará la Máxima Demanda Coincidente entregada a los clientes atribuibles a cada generador, según lo dispuesto en el literal a)-II) del artículo 111º del Reglamento;b) Se reajusta el Peaje por Conexión Unitario según las fórmulas de reajuste que fije la Comisión; c) La recaudación por Peaje por Conexión para un generador, será igual almayor de los siguientes valores: I) La suma del producto de la Máxima Demanda Coincidente entregada a cada uno de sus clientes, por el Peaje por Conexión Unitario;II) La recaudación real por Peaje por Conexión que será proporcionada por cada generador al COES con carácter de declaración jurada; d) Los generadores que abastecen a un cliente en forma simultánea, deberándesagregar la recaudación por Peaje por Conexión de su cliente en proporción a su compromiso de potencia. La recaudación total por Peaje por Conexión al sistema, es igual a la suma delas recaudaciones totales por Peaje por Conexión de todos los generadores. El Saldo por Peaje por Conexión de cada generador, es igual a la diferencia entre la recaudación por Peaje por Conexión menos el Peaje por Conexión quele corresponde pagar según la metodología de los párrafos que anteceden. Este saldo será compensado a los generadores según el procedimiento defi- nido en el Artículo 111º del Reglamento.El COES propondrá al Ministerio los procedimientos necesarios para la apli- cación del presente artículo.táneamente con las Tarifas en Barra, el precio promedio de la energía a nivel generación, así como el valor del Costo de Racionamiento, cuya propuesta ha sido pre- sentada por el COES-SINAC en su Estudio Técnico Eco- nómico, conforme al mandato expreso del Artículo 119º, literal c), del Reglamento de la LCE11; Que, igualmente, en cumplimiento de lo dispuesto en los Artículos 136º y 137º del Reglamento de la LCE12, corresponde al OSINERG fijar el Ingreso Tarifario Espe- rado, el Peaje por Conexión y el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión, así como sus correspondientes fórmulas de reajuste; Que, conforme lo establece el Anexo Nº 7 del “Con- trato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléc- trica Etecen-Etesur”, suscrito por el Estado Peruano con Red de Energía del Perú S.A., el OSINERG deberá esta- blecer antes del 30 de abril de cada año, el valor actua- lizado de la Remuneración Anual Garantizada (RAG), para cada periodo anual comprendido entre el 1 de mayo y el 30 de abril del año siguiente. Como quiera que dicha RAG influye en el cálculo del Peaje por Conexión, se requiere fijar la misma junto con la determinación de las presentes Tarifas en Barra; Que, mediante Resolución OSINERG Nº 077-2004- OS/CD se aprobó la Norma “Procedimientos de Cálculo de la Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea”, cuyo artículo 3º establece que la aprobación del peaje de la GRP, formará parte de la aprobación de la Tarifa en Barra; Que, en este sentido, se ha emitido el Informe Técni- co OSINERG-GART/ DGN Nº 008-2005 que determina el Peaje por GRP para el segundo año de Cálculo del proyecto Camisea, y que forma parte de la relación de información que sustenta la Tarifa en Barra; De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores, en el Re- glamento General de OSINERG aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento apro- bado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y en lo dis- puesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Admi- nistrativo General. RESUELVE:Artículo 1º.- Fíjese las siguientes Tarifas en Barra para los suministros que se efectúen desde las Subes- taciones de Generación - Transporte que se señalan, así como las correspondientes tarifas de transmisión según se indica: 1 TARIFAS DE GENERACIÓN1.1 TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE REFERENCIA Las Subestaciones de Referencia están constituidas por las Subestaciones Base y las Subestaciones de Centrales Generadoras. 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 suministros atendidos desde las denominadas Subesta- ciones Base (S.E.B.), para los niveles de tensión que se indican: Cuadro Nº 1 Subestaciones Tensión PPM PEMP PEMF Base kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Talara 220 18,82 11,02 8,70 Piura Oeste 220 18,59 11,31 8,89 Chiclayo Oeste 220 17,43 11,33 8,88 Guadalupe 220 17,08 11,41 8,92 Guadalupe 60 17,06 11,43 8,93 Trujillo Norte 220 16,66 11,45 8,92 Chimbote 1 220 16,13 11,33 8,84Subestaciones Tensión PPM PEMP PEMF Base kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h Paramonga 220 15,94 11,57 8,77 Huacho 220 16,07 11,95 8,83 Zapallal 220 16,25 12,62 8,88 Ventanilla 220 16,32 12,74 8,92/G50/G52/G45/G50/G55/G42/G4C/G49/G43/G41/G43/G49/GD3/G4E