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NORMAS LEGALES El Peruano Lima, domingo 29 de julio de 2007 350406 Subestaciones BaseTensión kVPPN S/./kW-mesPENP ctm. S/./kW.hPENF ctm. S/./kW.h Juliaca 138 15,35 10,60 9,13 Puno 138 15,57 10,70 9,24 Puno 220 15,59 10,73 9,25 Callalli 138 15,45 10,69 9,22 Santuario 138 15,44 10,74 9,25 Arequipa (4) 138 15,59 10,81 9,30 Socabaya 220 15,60 10,81 9,29 Cerro Verde 138 15,67 10,84 9,32 Repartición 138 15,75 10,87 9,33 Mollendo 138 15,84 10,87 9,33 Montalvo 220 15,73 10,83 9,35 Montalvo 138 15,74 10,83 9,35 Ilo ELP 138 15,93 10,90 9,41 Botifl aca 138 15,93 10,89 9,40 Toquepala 138 15,96 10,90 9,43 Aricota 138 15,90 10,84 9,40 Aricota 66 15,86 10,81 9,39 Tacna (Los Héroes)220 15,84 10,87 9,38 Tacna (Los Héroes)66 16,10 10,92 9,41 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 de Distribución 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 de Distribución Eléctrica Arequipa, Yura y Puquina-Omate-Ubinas se adoptará como referencia la Subestación Base Arequipa 138 kV. B) PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN EN SUBESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS El Precio a Nivel Generación de la Energía en una Subestación de Central Generadora, cuyo fl ujo preponderante de energía es hacia otra subestación con Precio a Nivel Generación de fi nido, se determinará del cociente resultante de dividir el Precio a Nivel Generación de la Energía de la Subestación con Precio a Nivel Generación de fi nido entre el correspondiente Factor Nodal de Energía (FNE). El Precio a Nivel Generación de la Potencia en una Subestación de Central Generadora, se determinará dividiendo el Precio a Nivel Generación de la Potencia de la Subestación con Precio a Nivel Generación de fi nido entre el Factor de Pérdidas de Potencia (FPP). En el caso de subestaciones en que el fl ujo preponderante de energía aporte a otra subestación con Precios a Nivel Generación de fi nidos, se le aplicará el mismo procedimiento. Se de fi ne: PENP1 = PENP0 / FNE (1) PENF1 = PENF0 / FNE (2)PPN1 = PPN0 / FPP (3) Donde: PENP0 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, de fi nido.PENF0 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, de fi nido. PPN0 : Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, de fi nido. PENP1 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, por determinar. PENF1 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, por determinar. PPN1 : Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, por determinar. 1.2 PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN EN SUBESTACIONES DIFERENTES A LAS SEÑALADAS EN EL NUMERAL 1.1. Los Precios a Nivel Generación de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta) serán el resultado de multiplicar los Precios a Nivel Generación de la energía en una Subestación de Referencia por el respectivo Factor Nodal de Energía (FNE). Los Precios a Nivel Generación de la Potencia serán el resultado de multiplicar los Precios a Nivel Generación de la Potencia de Punta en la Subestación de Referencia por el respectivo Factor de Pérdidas de Potencia (FPP). Se de fi ne: PENP1 = PENP0 * FNE (4) PENF1 = PENF0 * FNE (5)PPN1 = PPN0 * FPP (6) Donde: PENP0 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, de fi nido. PENF0 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, de fi nido. PPN0 : Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, de fi nido. PENP1 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, por determinar. PENF1 : Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, por determinar. PPN1 : Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, por determinar. En los casos en que en el presente artículo se hace referencia a factores nodales o factores de pérdidas, debe entenderse que éstos corresponden a los aprobados mediante la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y la Resolución OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD y sus modi fi catorias. Artículo 2º.- Aprobar el Programa Trimestral de Transferencias por Mecanismo de Compensación correspondiente al período agosto – octubre 2007 (en Nuevos Soles), a que se re fi ere el Artículo 29º de la Ley Nº 28832 y el Artículo 3º del Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 019-2007-EM. Cuadro Nº 2 Empresas AportantesFecha Límite de TransferenciaEmpresas Receptoras Electronoroeste Electronorte Electrosur Hidrandina Luz del Sur 15/09/2007 5 6 3 1 14 Adinelsa 15/10/2007 5 6 3 1 14 15/11/2007 5 6 3 1 14 15/09/2007 82 86 46 18 203 Chavimochic 15/10/2007 80 85 46 18 198 15/11/2007 78 84 46 18 194 15/09/2007 205 217 115 46 508 Coelvisa 15/10/2007 202 216 116 46 502 15/11/2007 200 216 117 46 495 15/09/2007 725 768 409 163 1 799 Edecañete 15/10/2007 716 767 412 162 1 777 15/11/2007 707 765 415 161 1 756 15/09/2007 40 054 42 423 22 576 8 999 99 417 Edelnor 15/10/2007 39 196 41 960 22 531 8 878 97 297 15/11/2007 38 355 41 502 22 485 8 758 95 217 15/09/2007 2 490 2 637 1 403 559 6 179 Electro Puno 15/10/2007 2 477 2 651 1 424 561 6 147 15/11/2007 2 463 2 665 1 444 562 6 117 15/09/2007 3 230 3 421 1 821 726 8 018