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PÆg. 316643 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 12 de abril de 2006 corresponde al OSINERG fijar el Ingreso Tarifario Esperado, 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 “Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica Etecen-Etesur”, suscrito por el Estado Peruanocon Red de Energía del Perú S.A., el OSINERG deberá establecer antes del 30 de abril de cada año, el valor actualizado de la Remuneración Anual Garantizada(RAG), para cada período anual comprendido entre el 1º de mayo de 2006 y el 30 de abril de 2007. Como quiera que dicha RAG influye en el cálculo del Peaje porConexión, se requiere fijar la misma junto con la determinación de las presentes Tarifas en Barra; Que, adicionalmente, se ha considerado el criterio de separar las actualizaciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con respecto a las de los sistemas aislados, a fin de evitar que las fluctuacionesde los factores de actualización de los segundos afecten innecesariamente las tarifas del primero, o viceversa; 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 laGRP, formará parte de la aprobación de la Tarifa en Barra; Que, en este sentido, se ha emitido el Informe Técnico OSINERG-GART/DGN Nº 019-2006 que determina elPeaje por GRP para el tercer 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 Reglamento General de OSINERG aprobado por DecretoSupremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y en lodispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. RESUELVE: Artículo 1º.- Fíjese las siguientes Tarifas en Barra para los suministros que se efectúen desde las Subestaciones de Generación - Transporte que se señalan, así como las correspondientes tarifas detransmisión 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 deCentrales 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 Subestaciones Base (S.E.B.), para los niveles de tensiónque se indican: Cuadro Nº 1 Subestaciones Base Tensión PPM PEMP PEMF kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Talara 220 16,17 9,87 9,08 Piura Oeste 220 16,32 9,99 9,14 Chiclayo Oeste 220 16,00 9,95 9,06 Guadalupe 220 15,98 9,98 9,09 Guadalupe 60 15,95 10,00 9,11 Trujillo Norte 220 15,85 9,95 9,07 Chimbote 1 220 15,46 9,83 8,97 Paramonga Nueva 220 15,54 9,76 8,83 Paramonga Existente 138 15,45 9,72 8,82 Huacho 220 15,59 9,87 8,84 Zapallal 220 15,61 10,00 8,82 Ventanilla 220 15,65 10,04 8,86Subestaciones Base Tensión PPM PEMP PEMF kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h Lima (1) 220 15,80 10,20 8,89 Cantera 220 15,66 9,99 8,88 Independencia 220 15,63 9,89 8,82 Ica 220 16,00 9,98 8,90 Marcona 220 16,87 10,14 9,03 Mantaro 220 14,81 9,28 8,55 Huayucachi 220 15,06 9,47 8,62 Pachachaca 220 15,19 9,24 8,70 Huancavelica 220 15,03 9,45 8,62 Callahuanca 220 15,38 9,70 8,77 Cajamarquilla 220 15,65 9,98 8,85 Huallanca 138 14,18 9,42 8,66 Vizcarra 220 15,51 9,54 8,75 Tingo María 220 15,23 9,31 8,58 Aguaytía 220 15,08 9,20 8,49 Pucallpa 60 16,11 9,38 8,60 Tingo María 138 15,21 9,27 8,57 Huánuco 138 15,42 9,39 8,67 Paragsha II 138 15,35 9,38 8,69 Oroya Nueva 220 15,20 9,26 8,71 Oroya Nueva (2) 50 15,33 9,27 8,72 Carhuamayo 138 15,45 9,31 8,68 Carhuamayo Nueva 220 15,03 9,26 8,65 Caripa 138 15,47 9,32 8,74 Condorcocha 44 15,66 9,33 8,75 Machupicchu 138 14,79 8,74 8,06 Cachimayo 138 15,86 9,00 8,31 Cusco (3) 138 15,78 9,03 8,32 Combapata 138 16,16 9,20 8,51 Tintaya 138 16,44 9,37 8,72 Ayaviri 138 15,79 9,20 8,58 Azángaro 138 15,45 9,11 8,51 Juliaca 138 16,42 9,43 8,77 Puno 138 16,72 9,54 8,88 Puno 220 16,75 9,57 8,89 Callalli 138 16,56 9,52 8,84 Santuario 138 16,55 9,56 8,89 Arequipa (4) 138 16,75 9,62 8,93 Socabaya 220 16,77 9,61 8,92 Cerro Verde 138 16,86 9,64 8,95 Repartición 138 16,98 9,66 8,96 Mollendo 138 17,11 9,68 8,97 Montalvo 220 16,95 9,67 8,98 Montalvo 138 16,96 9,67 8,99 Ilo ELP 138 17,24 9,82 9,03 Botiflaca 138 17,24 9,72 9,03 Toquepala 138 17,28 9,75 9,06 Aricota 138 17,20 9,70 9,03 Aricota 66 17,14 9,67 9,02 Tacna 220 17,11 9,71 9,00 Tacna 66 17,48 9,76 9,02 SISTEMAS AISLADOS Típico A (5) MT 23,46 51,65 51,65 Típico B (6) MT 23,46 23,24 23,24 Típico E (7) MT 23,46 30,57 30,57 Típico F (8) MT 23,46 59,92 59,92 Típico G (9) MT 23,46 29,71 29,71 Típico H (10) MT 23,46 16,51 16,51 Típico I (11) MT 23,46 59,67 59,67 Notas: (1) S.E.B. Lima: Constituida por las Subestaciones Base Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan 220 kV. (2) Para el cálculo de los Precios en la Barra Equivalente de Media Tensión de los Sistemas de Distribución Eléctrica Pasco, Pasco Rural 1 y Pasco Rural 2 pertenecientes a la Empresa deDistribución Eléctrica Electrocentro S.A. se adoptará como referencia la Subestación Base Oroya Nueva 50 kV. (3) S.E.B. Cusco: Constituida por las Subestaciones Base Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV. (4) S.E.B. Arequipa: Constituida por las Subestaciones Base Socabaya 138 kV y Chilina 138 kV. Para el cálculo de los Precios en la Barra Equivalente de Media Tensión de los Sistemas deDistribución Eléctrica Arequipa, Yura y Puquina- Omate-Ubinas se adoptará como referencia la Subestación Base Arequipa 138 kV.