RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR
DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA
Lima, 16 de Septiembre de 2004
CONSIDERANDO
Que, conforme se dispone en el literal g), del Anexo A del
“Procedimiento Para Fijación de Tarifas en Barra”, que forma parte de los
“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobados por el Consejo
Directivo del OSINERG, mediante la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, el
Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra así como la relación de la
información (informes, estudios, dictámenes o modelos económicos) que la
sustenta, con excepción de la información clasificada previamente como
confidencial mediante Resolución del OSINERG, deberá prepublicarse en el Diario
Oficial El Peruano y en la página WEB, con un plazo no menor a 15 días hábiles
anteriores a la publicación de la Resolución de Tarifas en Barra;
Estando a lo
dispuesto por la Ley N° 27838 y a las facultades concedidas por el
Reglamento General del OSINERG aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; y
De conformidad
con lo informado por la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación
Tarifaria con el documento OSINERG-GART-AL-2004-130;
SE RESUELVE
Artículo
1°.- Dispóngase la
prepublicación en el Diario Oficial El Peruano y en la página WEB del OSINERG:
www.osinerg.gob.pe, del Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra
aplicables al período comprendido entre el 1° de noviembre de 2004 y el 30 de
abril de 2005, documento que figura como Anexo 2 de la presente resolución. El informe OSINERG-GART/DGT N° 066-2004
que sustenta las Tarifas en Barra deberá ser prepublicado en la señalada Página
WEB.
Artículo 2°.-
Publíquese la relación de información
que se acompaña como Anexo 1 de la presente resolución.
ALFREDO DAMMERT LIRA
Presidente del
Consejo Directivo
ANEXO 1
RELACION DE INFORMACIÓN
QUE SUSTENTA LA RESOLUCIÓN DE FIJACIÓN DE LAS TARIFAS EN BARRA
1.
Informe Técnico OSINERG-GART/DGT N° 066-2004 “Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra (período noviembre 2004 –
abril 2005)”
2.
Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-124
3.
Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-128
4.
Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-130
5.
Informe de Absolución de Observaciones al Informe
OSINERG-GART/DGT N° 064-2004, presentado por el COES-SINAC
6.
Informe OSINERG-GART/DGT N° 064-2004 “Observaciones al
Estudio Técnico Económico presentado por el COES-SINAC para la Regulación de
Noviembre 2004”
7.
Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios
de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Noviembre 2004,
presentado por el COES-SINAC
8.
Modelos:
·
“Modelo Perseo”: Modelo para el Cálculo de los Costos
Marginales de Energía, incluye manuales y simulaciones con casos típicos
·
“Modelo Demanda por Barras”: Cálculo de la demanda
global y por barras para el período 2004-2008
9.
Planillas de cálculo diversas en medio óptico
ANEXO 2
PROYECTO DE RESOLUCIÓN DE CONSEJO
DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA
INVERSIÓN EN ENERGÍA
Lima, XX de octubre de 2004
VISTOS
El informe del Comité
de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en
adelante “COES-SINAC”); el Informe Técnico de la Gerencia Adjunta de Regulación
Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía OSINERG-GART/DGT
N° 066-2004 y los informes emitidos por la Asesoría Legal Interna
OSINERG-GART-AL-2004-124, OSINERG-GART-AL-2004-128 y OSINERG-GART-AL-2004-130.
CONSIDERANDO
Que, el Organismo Supervisor de
la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”) de conformidad con lo dispuesto
en el Artículo 3° de la Ley 27332[1],
Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los
Servicios Públicos; en los Artículos 27° y 52°, literal u), de su Reglamento
General[2]
aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM y en el Artículo 22°, literal h),
del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas[3]
aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, tiene el encargo de regular las
Tarifas en Barra para los suministros a que se refiere el Artículo 43°, inciso
c) de la Ley de Concesiones Eléctricas[4]
(en adelante “LCE”);
Que, la norma
“Procedimientos para la Fijación de Precios Regulados”, aprobada por el Consejo
Directivo de OSINERG, mediante Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD
estableció, en su Anexo A, el Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra,
el mismo que contiene los plazos para las diferentes etapas que deben llevarse
a cabo tales como, la publicación del estudio del COES-SINAC, las audiencias
públicas previstas, la presentación de observaciones y su correspondiente
absolución, etc.;
Que, el
Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra (Anexo A), conforme se señala
en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 066-2004, se ha iniciado el 14 de julio de
2004 con la presentación del Estudio Técnico Económico correspondiente por
parte del COES-SINAC. El OSINERG, en cumplimiento de dicho procedimiento
convocó la realización de una Audiencia Pública para que el COES-SINAC
expusiera el contenido y sustento del Estudio Técnico Económico, la misma que
se realizó el 23 de julio de 2004;
Que, seguidamente, el OSINERG
presentó sus observaciones al referido Estudio, incluyendo aquellas otras
observaciones que se presentaron como consecuencia de la Audiencia Pública. Al
respecto, la LCE dispone (Artículo 52°[5])
que, absueltas las observaciones, o vencido el plazo sin que ello se realice,
el OSINERG procederá a fijar y publicar las Tarifas en Barra y sus fórmulas de
reajuste mensual;
Que, asimismo, conforme se dispone en el Artículo 53° de la
LCE[6]
y en el Artículo 129° de su Reglamento[7],
el OSINERG ha efectuado el procedimiento de comparación con los precios libres
vigentes, cuyo resultado se encuentra en el Informe
Técnico OSINERG-GART/DGT N° 066-2004;
Que, conforme está establecido
por el Artículo 107° de la LCE[8],
por el Artículo 215° de su Reglamento[9]
y por el Artículo 52°, literal t), del Reglamento General del OSINERG[10],
el organismo regulador deberá fijar simultáneamente 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 presentada por el COES-SINAC en
su Estudio Técnico Económico, conforme al mandato expreso del Artículo 119°,
literal c), del Reglamento de la LCE[11];
Que, asimismo, de acuerdo con lo establecido en la
Disposición Transitoria Única contenida en el Decreto Supremo N° 010-2004-EM,
para efectos de la fijación tarifaria de los periodos que se inician en los
meses de noviembre de 2004 y mayo de 2005, la proyección de la demanda y de la
oferta extranjeras se determinará sobre la base de la simulación de las
transacciones de corto plazo que se hubiesen producido en los enlaces
internacionales durante el año 2003, para lo cual se tomarán en cuenta los
datos históricos de ese año del SEIN y de los sistemas de los países
involucrados;
De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley
Marco de los Organismos Reguladores, en el Reglamento General de OSINERG
aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, en el Decreto Ley N° 25844, Ley
de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N°
009-93-EM, y en lo dispuesto en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento
Administrativo General.
RESUELVE:
Artículo 1°.-
Fíjese las siguientes Tarifas en Barra para los suministros que se efectúen
desde las Subestaciones de Generación - Transporte que se señalan, según se
indica:
Las Subestaciones de Referencia están constituidas por las
Subestaciones Base y las Subestaciones de Centrales Generadoras.
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 tensión que se
indican:
Cuadro N° 1
|
Subestaciones Base |
Tensión kV |
PPM S/./kW-mes |
PEMP ctm. S/./kW.h |
PEMF ctm. S/./kW.h |
|
SISTEMA
ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) |
||||
|
Talara |
220 |
16,82 |
12,01 |
9,28 |
|
Piura Oeste |
220 |
16,81 |
12,13 |
9,37 |
|
Chiclayo Oeste |
220 |
16,34 |
12,17 |
9,34 |
|
Guadalupe |
220 |
16,30 |
12,26 |
9,37 |
|
Guadalupe |
60 |
16,24 |
12,30 |
9,38 |
|
Trujillo Norte |
220 |
16,28 |
12,31 |
9,37 |
|
Chimbote 1 |
220 |
15,96 |
12,20 |
9,27 |
|
Paramonga |
220 |
16,43 |
12,32 |
9,18 |
|
Huacho |
220 |
16,63 |
12,45 |
9,25 |
|
Zapallal |
220 |
16,96 |
12,66 |
9,24 |
|
Ventanilla |
220 |
17,05 |
12,73 |
9,28 |
|
Lima (1) |
220 |
17,13 |
13,42 |
9,31 |
|
Independencia |
220 |
16,62 |
12,72 |
9,22 |
|
Ica |
220 |
16,88 |
12,82 |
9,29 |
|
Marcona |
220 |
17,41 |
12,98 |
9,41 |
|
Mantaro |
220 |
15,53 |
11,54 |
8,91 |
|
Huayucachi |
220 |
15,91 |
11,83 |
8,99 |
|
Pachachaca |
220 |
16,26 |
11,49 |
9,10 |
|
Huancavelica |
220 |
15,81 |
11,86 |
8,99 |
|
Callahuanca |
220 |
16,55 |
11,74 |
9,17 |
|
Cajamarquilla |
220 |
16,94 |
12,67 |
9,27 |
|
Huallanca |
138 |
14,57 |
11,67 |
8,97 |
|
Vizcarra |
220 |
16,31 |
11,95 |
9,06 |
|
Tingo María |
220 |
15,50 |
11,61 |
8,82 |
|
Aguaytía |
220 |
15,08 |
11,47 |
8,71 |
|
Pucallpa |
60 |
15,85 |
11,59 |
8,78 |
|
Tingo María |
138 |
15,45 |
11,52 |
8,79 |
|
Huánuco |
138 |
16,02 |
11,65 |
8,92 |
|
Paragsha II |
138 |
16,29 |
11,66 |
9,01 |
|
Oroya Nueva |
220 |
16,31 |
11,51 |
9,08 |
|
Oroya Nueva (2) |
50 |
16,42 |
11,55 |
9,13 |
|
Carhuamayo |
138 |
15,71 |
11,60 |
9,00 |
|
Caripa |
138 |
16,30 |
11,62 |
9,04 |
|
Condorcocha |
44 |
16,52 |
11,64 |
9,04 |
|
Machupicchu |
138 |
12,94 |
10,52 |
8,18 |
|
Cachimayo |
138 |
13,86 |
10,83 |
8,44 |
|
Cusco (3) |
138 |
13,80 |
10,86 |
8,45 |
|
Combapata |
138 |
14,21 |
11,07 |
8,63 |
|
Tintaya |
138 |
14,61 |
11,31 |
8,84 |
|
Ayaviri |
138 |
14,10 |
11,10 |
8,68 |
|
Azángaro |
138 |
13,82 |
10,98 |
8,60 |
|
Juliaca |
138 |
14,84 |
11,39 |
8,83 |
|
Puno |
138 |
15,16 |
11,51 |
8,95 |
|
Puno |
220 |
15,18 |
11,53 |
8,96 |
|
Callalli |
138 |
14,89 |
11,44 |
8,91 |
|
Santuario |
138 |
15,08 |
11,56 |
8,98 |
|
Arequipa (4) |
138 |
15,36 |
11,63 |
9,03 |
|
Socabaya |
220 |
15,35 |
11,63 |
9,01 |
|
Cerro Verde |
138 |
15,42 |
11,66 |
9,04 |
|
Repartición |
138 |
15,43 |
11,67 |
9,05 |
|
Mollendo |
138 |
15,55 |
11,67 |
9,04 |
|
Montalvo |
220 |
15,38 |
11,64 |
9,04 |
|
Montalvo |
138 |
15,37 |
11,64 |
9,05 |
|
Ilo ELP |
138 |
15,54 |
11,67 |
9,08 |
|
Botiflaca |
138 |
15,54 |
11,71 |
9,10 |
|
Toquepala |
138 |
15,53 |
11,74 |
9,12 |
|
Aricota |
138 |
15,29 |
11,71 |
9,09 |
|
Aricota |
66 |
15,16 |
11,70 |
9,09 |
|
Tacna |
220 |
15,51 |
11,72 |
9,06 |
|
Tacna |
66 |
15,86 |
11,74 |
9,08 |
SISTEMAS
AISLADOS
|
||||
|
Típico
A (5) |
MT |
28,84 |
39,77 |
39,77 |
|
Típico
B (6) |
MT |
23,69 |
21,43 |
21,43 |
|
Típico E (7) |
MT |
23,07 |
24,29 |
24,29 |
|
Típico
F (8) |
MT |
29,73 |
50,23 |
50,23 |
|
Típico
G (9) |
MT |
22,63 |
24,31 |
24,31 |
|
Típico H (10) |
22,39 |
16,97 |
16,97 |
|
|
Típico I (11) |
MT |
27,58 |
46,25 |
46,25 |
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.
(5) S.E.B. Típico A:
Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible
Diesel N° 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, no
precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.
(6) S.E.B. Típico B: Otros Sistemas Aislados distintos al Típico A,
no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.
(7) S.E.B. Típico E: Sistema Aislado de generación Iquitos,
aplicable al sistema de distribución eléctrica de Iquitos.
(8) S.E.B. Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica
Diesel (combustible Diesel Nº 2) del departamento de Madre de Dios, aplicable
a los sistemas de distribución eléctrica de Puerto Maldonado, Iberia e Iñapari.
(9) S.E.B. Típico G: Sistema Aislado de
generación Moyobamba – Tarapoto - Bellavista, aplicable a los sistemas de
distribución eléctrica de Tarapoto, Tabalosos y Rioja.
(10) S.E.B.
Típico H: Sistema Aislado de generación Bagua – Jaén, aplicable a los sistemas
de distribución eléctrica de Bagua – Jaén y Utcubamba.
(11) S.E.B.
Típico I: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel
(combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor
al 50%, pertenecientes o atendidos por las Empresas Electro Ucayali o Electro
Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G y H.
Se define:
PEBP = PEMP
+ CPSEE (1)
PEBF = PEMF + CPSEE (2)
PPB = PPM + PCSPT (3)
Donde:
PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en
S/./kW-mes, determinado como el producto del Precio Básico de la Potencia de
Punta por el Factor de Pérdidas de Potencia. Artículo 47º, incisos f) y g) de
la Ley.
PPB : Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes.
PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las
Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kW.h.
PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en
Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en
céntimos de S/./kW.h.
PEMP
y PEMF, determinados como el producto del Precio Básico de la Energía
respectivo por el Factor de Pérdidas Marginales de Energía. Artículo 47º,
incisos d) y g) de la Ley[12].
PEBP : Precio
en Barra de la Energía en Horas de Punta, expresado en céntimos de S/./kW.h.
PEBF : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, expresado en
céntimos de S/./kW.h.
PCSPT : Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de
Transmisión, expresado en S/./kW-mes
CPSEE : Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía,
expresado en céntimos de S/./kW.h.
Para el cálculo de los precios de potencia y energía para el resto de
Subestaciones de cada sistema, se emplearán los valores de PEBP, PEBF y PPB,
resultantes de aplicar las fórmulas (1), (2) y (3).
El cargo PCSPT
corresponde al fijado por la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD y sus modificatorias.
El cargo CPSEE corresponde
al consignado en la Resolución OSINERG N° 070-2004-OS/CD y sus modificatorias.
El Precio en Barra de la Energía en una Subestación de Central
Generadora, cuyo flujo preponderante de energía es hacia otra subestación con
Precio en Barra definido, se determinará del cociente resultante de dividir el
Precio en Barra de la Energía de la Subestación con Precio en Barra definido
entre el correspondiente Factor de Pérdida Marginal de Energía (FPME).
El Precio en Barra de la Potencia de Punta en una Subestación de
Central Generadora, se determinará dividiendo el Precio en Barra de la Potencia
de Punta de la Subestación con Precio en Barra definido entre el Factor de
Pérdida Marginal de Potencia (FPMP).
En el caso de subestaciones en que el flujo preponderante de energía
aporte a otra subestación con Precios en Barra definidos, se le aplicará el
mismo procedimiento.
Se define:
PEBP1 = PEBP0 / FPME (4)
PEBF1 = PEBF0 / FPME (5)
PPB1 = PPB0 / FPMP (6)
Donde:
PEBP0 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, definido.
PEBF0 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, definido.
PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, definido.
PEBP1 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, por determinar.
PEBF1 : Precio
en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, por determinar.
PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar.
Los Factores de Pérdidas
Marginales FPME y FPMP corresponden a los definidos y consignados en la
Resolución OSINERG N° 070-2004-OS/CD y
sus modificatorias.
Los Precios en Barra en subestaciones diferentes a las señaladas en el
numeral 1.1, se determinarán según el procedimiento siguiente:
Los Precios en Barra de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta)
serán el resultado de multiplicar los Precios en Barra de la energía en una Subestación
de Referencia por el respectivo Factor de Pérdidas Marginales de Energía
(FPME), agregando a este producto el Cargo Base de Peaje Secundario por
Transmisión en Energía (CBPSE).
Se define:
PEBP1 = PEBP0 * FPME + CBPSE (7)
PEBF1 = PEBF0 * FPME + CBPSE (8)
Donde:
PEBP0 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, definido.
PEBF0 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, definido.
PEBP1 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, por determinar.
PEBF1 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, por
determinar.
El cargo por
transmisión CBPSE es aplicable en la formación de los Precios en Barra entre
generador y distribuidor y se encuentra definido en la Resolución OSINERG N°
070-2004-OS/CD y sus modificatorias.
Los Precios en Barra de la
Potencia de Punta serán el resultado de multiplicar los Precios en Barra de la
Potencia de Punta en la Subestación de Referencia por el respectivo Factor de
Pérdidas Marginales de Potencia (FPMP).
Se define:
PPB1 = PPB0 * FPMP (9)
Donde:
PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, definido.
PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar.
En todos los casos las
empresas deberán verificar que los costos por transmisión no excedan los
límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con las Condiciones
de Aplicación fijadas en el numeral 4, Artículo Primero, de la Resolución
N° 015-95 P/CTE y sus modificatorias.
Las tarifas de la presente
resolución, o sus reajustes, de acuerdo con las Fórmulas de Actualización del
Artículo 2°, no incluyen impuestos o tributos que sean de cargo de los
clientes.
Los precios calculados por
aplicación de las fórmulas contenidas en el presente artículo deberán ser
redondeados a dos decimales antes de su utilización.
Artículo
2°.- Fíjese las Fórmulas de Actualización de las Tarifas
en Barra y de las tarifas de transmisión a que se refiere el Artículo 1° de la
presente Resolución, según lo siguiente:
De acuerdo a lo
dispuesto en los Artículos 46º y 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas[13],
las tarifas obtenidas según los procedimientos definidos en el Artículo 1° de
la presente Resolución, serán actualizadas utilizando las siguientes Fórmulas
de Actualización.
PPM1 = PPM0 * FAPPM (1)
FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b *
FPM (2)
FTC = TC / TCo (3)
FTAPBP = (1,0 + TA_PBP) / (1,0 + TA_PBPo) (4)
FPM = IPM / IPMo (5)
Cuadro
N° 2
|
Sistema |
a |
b |
|
SEIN |
0,799 |
0,201 |
Para la actualización de los precios de
potencia en los Sistemas Aislados se utilizará el valor resultante del factor
FAPEM correspondiente que se señala en el numeral 1.2 siguiente (FAPPM=FAPEM).
Donde:
PPM0 = Precio de la Potencia de Punta, publicada en
la presente Resolución, en S/./kW-mes.
PPM1 = Precio de la Potencia de Punta, actualizado,
en S/./kW-mes.
FAPPM = Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta
FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.
FTAPBP = Factor por variación de la Tasa Arancelaria para la importación
del equipo electromecánico de generación.
FPM = Factor por variación de los Precios al Por
Mayor.
TC = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el
Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de
Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA –
TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta
el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario
Oficial El Peruano.
TCo = Tipo de Cambio inicial igual a S/.
3,358 por US Dólar.
TA_PBP = Tasa Arancelaria vigente para la importación de turbinas a gas de
potencia superior a 5000 kW correspondiente a la partida arancelaria
8411.82.00.00.
TA_PBPo = Tasa Arancelaria inicial igual a 4%.
Se utilizarán
los valores de TC y TA_PBP vigentes al último día del mes anterior a aquel en
que las tarifas resultantes sean publicadas.
IPM = Índice de Precios al Por Mayor, publicado
por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del
último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.
IPMo = Índice de Precios al Por Mayor inicial igual
a 165,072105.
PEMP1 = PEMP0 * FAPEM
(6)
PEMF1 = PEMF0 * FAPEM
(7)
FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f *
FR6 + g * FPGN +
s * FPM + cb * FCB (8)
FD2 = PD2 / PD2o
(9)
FR6 = PR6 / PR6o (10)
FPGN = PGN/PGNo (11)
FCB = (0,3009 +
0,6991*FOBCB/FOBCBo) * FTC (12)
Cuadro N° 3
|
Sistema |
d |
e |
f |
g |
s |
cb |
|
SEIN |
0,1298 |
0,0356 |
0,3670 |
0,3640 |
0,0000 |
0,1036 |
|
Aislado A |
0,1065 |
0,6327 |
0,0000 |
0,0000 |
0,2608 |
0,0000 |
|
Aislado B |
0,2410 |
0,0000 |
0,0000 |
0,0000 |
0,7590 |
0,0000 |
|
Aislado E |
0,2537 |
0,0000 |
0,5702 |
0,0000 |
0,1761 |
0,0000 |
|
Aislado F |
0,0787 |
0,7306 |
0,0000 |
0,0000 |
0,1907 |
0,0000 |
|
Aislado G |
0,3073 |
0,0000 |
0,4239 |
0,0000 |
0,2688 |
0,0000 |
|
Aislado H |
0,2723 |
0,0000 |
0,0000 |
|||
|
Aislado I |
0,0980 |
0,6580 |
0,0000 |
Donde:
PEMP0 = Precio
de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base
publicadas en la presente Resolución, en céntimos de S/./kW.h.
PEMF0 = Precio
de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones
Base publicadas en la presente Resolución, en céntimos de S/./kW.h.
PEMP1 = Precio
de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base,
actualizado, en céntimos de S/./kW.h.
PEMF1 = Precio de la Energía a
Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base,
actualizado, en céntimos de S/./kW.h.
FAPEM = Factor
de Actualización del Precio de la Energía a Nivel Generación en las
Subestaciones Base del Sistema.
FD2 = Factor
por variación del precio del petróleo Diesel N° 2.
FR6 = Factor
por variación del precio del petróleo Residual N° 6.
FPGN = Factor
por variación del precio del Gas Natural.
FCB = Factor por variación del precio del Carbón
Bituminoso.
PD2 = Precio
Neto del Petróleo Diesel N° 2 sin incluir impuestos aplicables a los
combustibles, en el punto de venta de referencia, al último día del mes
anterior, en S/./Gln.
PD2o = Precio
inicial del Petróleo Diesel N° 2 en el punto de venta de referencia, en
S/./Gln, según el cuadro siguiente.
PR6 = Precio
Neto del petróleo Residual N° 6 sin incluir impuestos aplicables a los
combustibles, en el punto de venta de referencia, al último día del mes
anterior, en S/./Gln. Para el caso del Sistema Aislado Típico E se empleará el
precio de venta de Petróleos del Perú S.A. a Electro Oriente S.A.
PR6o = Precio
inicial del Petróleo Residual N° 6 en el punto de venta de referencia, en
S/./Gln, según el cuadro siguiente.
Cuadro N° 4
|
Sistema |
Punto de Venta |
Precio Inicial (S/./Gln.) |
|
|
Eléctrico |
de Referencia (1) |
Diesel N° 2 |
Residual N° 6 |
|
SEIN |
Lima (2) |
2,83 |
|
|
Aislado A y F |
Lima (2) |
--- |
|
|
Aislado E |
Iquitos (3) |
--- |
2,70 |
|
Aislado G |
Iquitos |
--- |
3,51 |
|
Aislado H |
El Milagro |
4,83 |
--- |
|
Aislado I |
Pucallpa |
--- |
|
Notas:
(1) Plantas de venta
de combustibles de Petróleos del Perú S.A.
(2) Planta de venta
Callao de Petróleos del Perú S.A.
(3) Precio de venta
de Petróleos del Perú S.A. a Electro Oriente S.A.
PGN = Precio
Máximo de referencia del Gas Natural, expresado en Nuevos Soles/MMBtu
utilizando el TC; el cual se establecerá de acuerdo a lo señalado en la
Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE del 09.04.01.
PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 5,8631
S/./MMBtu.
FOBCB =
Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso determinado
como la media aritmética de las tres fuentes de suministro (marcadores) que se
indican en el Cuadro N° 5:
Cuadro N° 5
|
Marcador |
País |
Puerto |
PCS |
|
1 |
INDONESIA |
Kalimantan |
6 300 |
|
2 |
AUSTRALIA |
Gladstone |
6 500 |
|
3 |
VENEZUELA |
Maracaibo |
7 000 |
El promedio anual se
calcula con las semanas correspondientes a los doce últimos meses, contados a partir
del último mes con información disponible completa (el precio del mes es el
promedio de las medias de los rangos publicados para las semanas que
correspondan), tomados de la publicación semanal "International Coal
Report" publicada por "The McGraw-Hill Companies”; tabla "ICR
Steam Coal Assessments", columna "Current Price”.
FOBCBo = Valor
del FOBCB utilizado en los cálculos tarifarios. El Valor inicial es igual a
44,23 US$/Ton, calculado con información del “International Coal Report” del
periodo setiembre 2003-agosto 2004.
Los factores
FTC y FPM son los definidos en el numeral 1.1
Las Fórmulas de
Actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de
Concesiones Eléctricas y su Reglamento, y cuando alguno de los factores de
actualización (FAPPM, FAPEM, FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE, FACPSEE) en
cualquiera de los Sistemas Eléctricos se incremente o disminuya en más de 5%
respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última
actualización.
Los Precios en Barra de la
Energía en las Subestaciones Base del Sistema se obtendrán con las fórmulas (1)
y (2), del Artículo 1°, luego de actualizar el Cargo de Peaje Secundario por
Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) y los Precios de la Energía a Nivel
Generación (PEMP y PEMF).
Los Precios en
Barra de la Potencia de Punta en las Subestaciones Base del sistema se
obtendrán con la fórmula (3), del Artículo 1°, luego de actualizar el Precio de
la Potencia de Punta a Nivel Generación (PPM) y el Cargo de Peaje por Conexión
Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).
Los indicadores a emplear en
las Fórmulas de Actualización serán los disponibles al segundo día de cada mes.
El FPGN y el FOBCB serán determinados por el OSINERG con la información
disponible al último día útil del mes anterior, momento desde el cual podrá ser
recabado por los interesados.
Los factores de
actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos decimales.
Los valores actualizados de
precios deberán ser redondeados a dos decimales antes de su utilización.
Artículo 3°.-
Los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos
aplicables a las empresas distribuidoras, serán calculados empleando las
fórmulas tarifarias del Artículo 1° de la presente Resolución.
En el caso de
producirse reajustes en los precios máximos, éstos entrarán en vigencia el
cuarto día de cada mes.
Artículo 4°.-
Las empresas generadoras están obligadas a comunicar por escrito a las empresas
distribuidoras y al OSINERG, previos a su aplicación, sus pliegos tarifarios
debidamente suscritos por sus representantes legales, bajo responsabilidad.
Artículo 5°.-
El procedimiento de actualización tarifaria, señalado en el Artículo 2° de la
presente Resolución, es aplicable a partir del 1º de noviembre del presente
año.
Artículo 6°.-
Para las empresas distribuidoras, los excesos de energía reactiva serán
facturados con los siguientes cargos:
1.
Cargo por el
exceso de energía reactiva inductiva igual a:
Cuadro N° 6
Bloque
|
ctm.
S/./kVARh |
|
Primero |
1,346 |
|
Segundo |
2,557 |
|
Tercero |
3,770 |
2.
Cargo por el
exceso de energía reactiva capacitiva igual al doble del cargo por el exceso
inductivo correspondiente al primer bloque.
Los cargos por
energía reactiva serán reajustados multiplicándolos por el factor FTC definido
en el numeral 1.1 del Artículo 2° de la presente Resolución, en la misma
oportunidad en que se reajusten los Precios en Barra en los respectivos
sistemas eléctricos.
Artículo 7°.- Los Precios Medios en la Barra
Equivalente de Media Tensión para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,
no podrán ser mayores en ningún caso al Precio Medio en la Barra de Media
Tensión del Sistema Aislado Promedio (formado por un 70% del Sistema Aislado
Típico A y 30% del Sistema Aislado Típico B).
Dicha
comparación se efectuará en la Barra Equivalente de Media Tensión de los
Sistemas Eléctricos, considerando un factor de carga de 55%, una estructura de
compra de 35% de energía en Horas de Punta y 65% de energía en Horas Fuera de
Punta.
En caso que los Precios Medios en la Barra Equivalente de
Media Tensión sean mayores al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del
Sistema Aislado correspondiente, los costos respectivos serán reconocidos
aplicando el Factor Límite Tarifario (FLT), el cual será calculado de acuerdo
al siguiente procedimiento:
FLT = PMSA /
PMBEMT
Donde:
PMSA : Precio Medio en la
Barra de Media Tensión del Sistema Aislado correspondiente, en céntimos de
S/./kW.h.
PMBEMT : Precio Medio en la
Barra Equivalente de Medía Tensión del Sistema Eléctrico en comparación, en
céntimos de S/./kW.h.
Artículo
8°.- El Precio Promedio de la Energía a nivel
Generación (PPEG) a que se refiere el Artículo 107º de la Ley de Concesiones
Eléctricas[14] será el
correspondiente al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de
Punta (PEMF) de las Barras Base siguientes:
·
Para el
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), Barra Lima 220 kV.
· Para los Sistemas Aislados,
S.E.B. Típico B.
Artículo 9°.-
Fíjese el valor del Costo de Racionamiento en 83,95 céntimos de S/./kWh para
todos los sistemas eléctricos.
Artículo 10°.- Las Condiciones de Aplicación de las Tarifas en Barra son
las fijadas en la Resolución N° 015-95 P/CTE y sus modificatorias, en
tanto no se opongan a lo establecido en la presente Resolución.
Artículo 11°.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del 1º
de noviembre de 2004.
Artículo 12°.- Deróguese las disposiciones
que se opongan al cumplimiento de la presente Resolución.
Artículo 13°.- Incorpórese el Informe Técnico
OSINERG-GART/DGT N° 066 – 2004, Anexo, como parte de la presente
resolución.
Artículo 14°.- La presente resolución deberá
ser publicada en el Diario Oficial El Peruano. Igualmente deberá ser
consignada, junto con el Anexo, en la página WEB de OSINERG: www.osinerg.gob.pe
ALFREDO DAMMERT LIRA
Presidente del Consejo Directivo
[1] Artículo 3º. - Funciones.-
3.1 Dentro de sus respectivos ámbitos de competencia, los Organismos Reguladores ejercen las siguientes funciones:
…
b) Función reguladora: comprende la facultad de fijar las tarifas de los servicios bajo su ámbito;
…
[2] Artículo 27º. – Órgano Competente para ejercer la Función Reguladora.-
La función reguladora es de competencia exclusiva del Consejo Directivo de OSINERG y se ejerce a través de Resoluciones.
Artículo
52º. – Funciones del Consejo Directivo.-
Son funciones del Consejo Directivo:
...
u) Fijar el Precio Básico de la Potencia de Punta a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas, según el procedimiento definido en el Artículo 126° de su reglamento.
...
[3] Artículo 22°.- Adicionalmente a las funciones señaladas en el Artículo 15 de la Ley, el Consejo Directivo deberá:
…
h) Emitir las directivas complementarias para la aplicación tarifaria;
…
[4] Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:
...
c) Las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; y,
...
[5] Artículo 52º.- La Comisión de Tarifas de Energía comunicará al COES sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico-económico.
El COES deberá absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.
La Comisión de Tarifas de Energía evaluará los nuevos cálculos y luego de su análisis, procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril y 31 de octubre de cada año.
[6] Artículo 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.
[7] Artículo 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 el suministrador 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 la Barra de Referencia 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 47° de la 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 47° 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 en el inciso i) del Artículo 47° 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 8° de la Ley y en los 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 aplicación del 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.
[8] Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº.17752 y sus disposiciones reglamentarias y complementarias.
Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley.
[9] Artículo 215º.- El precio promedio de la energía a nivel generación, a que se refiere el Artículo 107º de la Ley será establecido y publicado por la Comisión simultáneamente con las Tarifas en Barra.
Dicho valor será equivalente al Precio Básico de la Energía, calculado según el Artículo 125º del Reglamento, del bloque horario fuera de punta.
[10] Artículo 52º. – Funciones del Consejo Directivo.-
Son funciones del Consejo Directivo:
...
t) Establecer el Costo de Racionamiento a que se refiere la definición 3 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas.
...
[11] Artículo 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 determinación de precios de potencia y energía en barras, de conformidad con las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, en forma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguientes:
…
c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes;
…
[12] Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma:
...
d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados;
...
f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.
En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente;
g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión.
Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos;
...
[13] Artículo 46º.- Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijados semestralmente por la Comisión de Tarifas de Energía y entrarán en vigencia en los meses de mayo y noviembre de cada año.
Las tarifas sólo podrán aplicarse previa su publicación en el Diario Oficial "El Peruano" y en un diario de mayor circulación.
[14] Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº 17752 y sus disposiciones reglamentarias y complementarias.
Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley.