NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 05 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2006 (05/09/2006)

NORMAS LEGALESEl Peruano martes 5 de setiembre de 2006 327395REPUBLICADELPERU Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como precios en barra, se compararon con el precio promedio ponderado del mercado libre, como se indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtuvoaplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre. 4.2. Comparación de los Precios Teóricos con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas 24 y Artículo 129º de su Reglamento,25 se compararon los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre. El Cuadro Nº 4.2 muestra el resultado de la comparación entre precios teóricos y libres. Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio libre promedio resultó 12,007 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) delReglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 5.1, el precio ponderado resultante fue 11,530 céntimos de S/./kWh. La relaciónentre ambos precios resultó 0,9603. Esta relación mostró que los precios teóricos no difirieron en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los preciosteóricos de la energía fueron aceptados como Tarifas en Barra definitivas.se presentan los correspondientes cargos por transmisión23. Cuadro Nº 4.1 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2006 TARIFAS TEÓRICAS - MONEDA EXTRANJERA Barra PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh Talara 4,84 3,56 8,41 0,01 3,13 2,78 Piura Oeste 4,89 3,56 8,45 0,01 3,17 2,80 Chiclayo Oeste 4,79 3,56 8,35 0,01 3,17 2,78 Guadalupe 220 4,79 3,56 8,35 0,01 3,18 2,79 Guadalupe 60 4,77 3,56 8,34 0,01 3,19 2,80 Trujillo Norte 4,75 3,56 8,31 0,01 3,18 2,78 Chimbote 1 4,63 3,56 8,19 0,01 3,14 2,76 Paramonga 220 4,65 3,56 8,21 0,01 3,12 2,71 Paramonga 138 4,63 3,56 8,19 0,02 3,11 2,70 Huacho 4,67 3,56 8,23 0,01 3,19 2,71 Zapallal 4,67 3,56 8,24 0,01 3,30 2,70 Ventanilla 4,69 3,56 8,25 0,01 3,32 2,71 Chavarría 4,72 3,56 8,28 0,01 3,36 2,72 Santa Rosa 4,73 3,56 8,29 0,01 3,41 2,72 San Juan 4,75 3,56 8,31 0,01 3,54 2,73 Cantera 4,69 3,56 8,25 0,01 3,37 2,71 Independencia 4,68 3,56 8,24 0,01 3,27 2,69 Ica 4,79 3,56 8,35 0,01 3,30 2,72 Marcona 5,05 3,56 8,61 0,01 3,35 2,76 Mantaro 4,44 3,56 8,00 0,01 2,90 2,61 Huayucachi 4,51 3,56 8,07 0,01 3,00 2,64 Pachachaca 4,55 3,56 8,11 0,01 2,73 2,66 Huancavelica 4,50 3,56 8,06 0,01 3,00 2,64 Callahuanca ELP 4,61 3,56 8,17 0,01 3,07 2,68 Cajamarquilla 4,69 3,56 8,25 0,03 3,26 2,71 Huallanca 138 4,25 3,56 7,81 0,01 3,01 2,66 Vizcarra 4,64 3,56 8,21 0,01 2,96 2,68 Tingo María 220 4,56 3,56 8,12 0,01 2,87 2,63 Aguaytía 220 4,51 3,56 8,08 0,01 2,84 2,60 Pucallpa 60 4,83 3,56 8,39 0,83 2,90 2,63 Tingo María 138 4,55 3,56 8,12 0,01 2,84 2,62 Huánuco 138 4,62 3,56 8,18 0,01 2,86 2,66 Paragsha II 138 4,60 3,56 8,16 0,04 2,83 2,66 Oroya Nueva 220 4,55 3,56 8,11 0,04 2,74 2,67 Oroya Nueva 50 4,59 3,56 8,15 0,04 2,77 2,67 Carhuamayo 138 4,63 3,56 8,19 0,04 2,82 2,66 Carhuamayo 220 4,50 3,56 8,06 0,01 2,78 2,65 Caripa 138 4,63 3,56 8,19 0,04 2,81 2,68 Condorcocha 138 4,65 3,56 8,21 0,01 2,81 2,68 Condorcocha 44 4,69 3,56 8,25 0,18 2,81 2,68 Machupicchu 4,43 3,56 7,99 0,01 2,73 2,46 Cachimayo 4,75 3,56 8,31 0,01 2,81 2,54 Dolorespata 4,73 3,56 8,29 0,01 2,82 2,54 Quencoro 4,72 3,56 8,28 0,01 2,81 2,54 Combapata 4,84 3,56 8,40 0,01 2,87 2,60 Tintaya 4,92 3,56 8,48 0,01 2,92 2,66 Ayaviri 4,73 3,56 8,29 0,01 2,86 2,62 Azángaro 4,63 3,56 8,19 0,01 2,84 2,60 Juliaca 4,92 3,56 8,48 0,01 2,94 2,68 Puno 138 5,01 3,56 8,57 0,01 2,97 2,71 Puno 220 5,02 3,56 8,58 0,01 2,98 2,72 Callalli 4,96 3,56 8,52 0,01 2,97 2,70 Santuario 4,96 3,56 8,52 0,01 2,98 2,71 Socabaya 138 5,02 3,56 8,58 0,04 2,99 2,73 Socabaya 220 5,02 3,56 8,58 0,01 3,00 2,72 Cerro Verde 5,05 3,56 8,61 0,01 3,00 2,73 Reparticion 5,08 3,56 8,65 0,01 3,01 2,74 Mollendo 5,12 3,56 8,69 0,01 3,01 2,74 Montalvo 220 5,08 3,56 8,64 0,14 3,01 2,74 Montalvo 138 5,08 3,56 8,64 0,14 3,01 2,74 Ilo 138 5,16 3,56 8,72 0,14 3,04 2,76 Botiflaca 138 5,16 3,56 8,72 0,14 3,03 2,76 Toquepala 5,17 3,56 8,74 0,14 3,03 2,77 Aricota 138 5,15 3,56 8,71 0,01 3,02 2,76 Aricota 66 5,13 3,56 8,69 0,01 3,01 2,75 Tacna 220 5,12 3,56 8,68 0,01 3,02 2,75 Tacna 66 5,23 3,56 8,80 0,22 3,04 2,75 Tipo de Cambio 3,358 S/./US$ F.C. 79,1% %EHP 19,5% Notas : PPM Precio de la Potencia de Punta a nivel generación PCSPT Cargo de Peaje de Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPB Precio en Barra de la Potencia de Punta CPSEE Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía PEMP Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta PEMF Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta F.C. Factor de Carga Anual del Sistema. %EHP Porcentaje 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) + CPSEE23En el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Secundario de Transmisión publicados en la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y susmodificatorias, debidamente actualizados. 24Artículo. 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 el procedimiento de comparación. 25Artículo 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 los contratos de suministro de electricidad suscritos entre elsuministrador y el cliente sujeto a un régimen de libertad de precios, y la información sustentatoria en la forma y plazo que ella señale. Dicha comparación se realizará considerando el nivel de tensión y observando el siguiente 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, considerando su consumo y facturación total de los últimos seis meses. La Barra de Referencia de Generación, es la Barra indicada por la Comisión en sus resoluciones de fijación 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 aplicación de los precios de potencia y de energía teóricos al nivel de laBarra de Ref erencia de Generación a sus respectivos consumos. El precio teórico de la energía se calcula como la media ponderada de los precios de energía, determinados según lo señalado en el inciso i) del Artículo 47º dela Ley y el consumo de energía de todo el sistema eléctrico para los bloques horarios definidos por la Comisión. El precio teórico de la potencia, corresponde a lo señalado en el inciso h) del Artículo 47º 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 enel inciso i) del Artículo 47º de la Ley, serán aceptados. En caso contrario, la Comisión modificará 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 enlos reglamentos específicos sobre la comercialización de la electricidad a los clientes bajo el régimen de libertad de precios. La Comisión podrá expedir resoluciones complementarias para la aplicacióndel presente artículo y publicará periódicamente informes estadísticos sobre la evolución de los precios libres y teóricos de cada uno de los clientes no sujetos al régimen de regulación de precios.