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SEPARATA ESPECIAL

miércoles 11 de abril de 2007

AÑO DELDEBER CIUDADANO

FUNDADOEN 1825 POR

EL LIBERTADORSIMÓN BOLÍVAR

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

Resolución Nº 167-2007-OS/CD

Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados


Precios en Barra para los suministros que se efectúen desde Subestaciones de

Generación - Transporte


Tarifas y Compensaciones correspondientes a la Transmisión Secundaria de diversas empresas,

así como las Fórmulas de Actualización

NORMAS LEGALES

NORMAS LEGALES El PeruanoLima, miércoles 11 de abril de 2007Pág. 343240


RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN

EN ENERGÍA Y MlNERÍAOSlNERGMlN Nº 167-2007-OS/CD

Lima, 9 de abril de 2007

CONSIDERANDO:

Que, el Artículo 30º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, publicada en el Diario Ofi cial El Peruano el 23 de julio de 2006, crea el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por Sistemas Aislados. Dicho mecanismo tiene como fi nalidad compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas Aislados y los Precios en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, según lo que establece el Reglamento;

Que, el Artículo 30º citado precedentemente, establece que los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los Usuarios de electricidad, a que se refi ere el inciso h) del Artículo 7º de la Ley Nº 28749. El monto específi co será determinado por el Ministerio de Energía y Minas cada año, de conformidad a lo que establece el Reglamento;

Que, el Decreto Supremo Nº 069-2006-EM, publicado en el Diario Ofi cial El Peruano el 28 de noviembre de 2006, aprobó el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en el cual se establecen las premisas, condiciones y criterios necesarios para la aplicación del referido mecanismo;

Que, las Disposiciones Finales del Decreto Supremo Nº 069-2006-EM establecen que el OSINERGMIN deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su efectiva aplicación a partir de la fi jación de Tarifas en Barra para el período mayo 2007 – abril 2008

Que, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 075-2007-OS/CD, publicada en el Diario Ofi cial El Peruano el 03 de marzo de 2007, en cumplimiento del Artículo 25º del Reglamento General de OSINERGMIN, se dispuso la publicación en el Diario Ofi cial el Peruano y en la página Web de OSINERGMIN del proyecto de resolución de la norma “Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”, ello con la fi nalidad de garantizar la transparencia y predictibilidad de las acciones que el organismo regulador adopte durante la aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados;

Que, el Artículo 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 075-2007-OS/CD otorgó un plazo de quince (15) días calendario contados desde la fecha de su publicación, a fi n de que los interesados remitan, a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, sus comentarios y sugerencias al proyecto de norma publicado;Que, dentro del plazo establecido se recibieron los comentarios y sugerencias de las empresas Luz del Sur S.A.A. y Electro Oriente S.A., los cuales han sido analizados mediante los Informes Técnico Nº 0105-2007-GART y Legales Nº 0103-2007-GART y Nº 0104-2007-GART, habiéndose acogido aquellos que contribuyen al logro de los objetivos de la norma, y correspondiendo, en consecuencia, la aprobación fi nal de la norma “Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores, en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en la en la Ley Nº 28832 y sus normas complementarias; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; y, en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar la norma “Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”, que como Anexo forma parte integrante de la presente resolución.

Artículo 2º.- Las Empresas Aportantes, a que se refi ere el numeral 3.1 del Artículo 3º de la Ley Nº 28832, recaudarán el aporte de los usuarios de electricidad previsto en el inciso h) del Artículo 7º de la Ley Nº 28749, a fi n de cumplir oportunamente con las transferencias que apruebe OSINERGMIN de acuerdo con el procedimiento previsto en la norma aprobada en el Artículo 1º de la presente Resolución.

Artículo 3º.- La presente Resolución y su Anexo deberán ser publicados en el Diario Ofi cial El Peruano y consignados en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

ALFREDO DAMMERT LIRAPresidente del Consejo Directivo

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓNEN ENERGÍA Y MINERÍA

Norma

“Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”

(Artículo 30º de la Ley Nº 28832)

Abril de 2007

PROCEDIMIENTO DE APLICACIÓN DEL MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS

(Artículo 30º de la Ley Nº 28832)

INDICE

1. OBJETO

2. ALCANCES

3. BASE LEGAL

4. DEFINICIONES Y GLOSARIO DE TÉRMINOS

5. PROCEDIMIENTO

6. PROGRAMA DE TRANSFERENCIAS POR APLICACIÓN DEL MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS

7. OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS

8. SANCIONES

9. PROCEDIMIENTOS, PLAZOS Y MEDIOS

10. ANEXOS


1. OBJETO

Normar el procedimiento para la aplicación y administración del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados establecido mediante Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, y el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.

2. ALCANCES

Están comprendidas dentro del alcance de la presente norma los Generadores, Distribuidores, Usuarios y entidades públicas y privadas comprendidas dentro de los alcances del Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.

3. BASE LEGAL

Se considerará como Leyes Aplicables al Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, las siguientes:

3.1 Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

3.2 Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.

3.3 Ley Nº 28749, Ley General de Electrifi cación Rural.

3.4 Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores.

3.5 Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM.

3.6 Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.

3.7 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM.

4. DEFINICIONES Y GLOSARIO DE TÉRMINOS

Todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los signifi cados que se indican a continuación o los que se defi nen en el Artículo 1º de la Ley Nº 28832 y en el Artículo 3º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

4.1 GART.- Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN.

4.2 LCE.- Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante Decreto Ley Nº 25844.

4.3 Ley.- Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

4.4 MT.- Nivel de Media Tensión.

4.5 OSINERGMIN.- Organismo Supervisor de la Inversión Privada en Energía y Minería.

4.6 Período de Compensación.- Período de 12 meses, a partir del 1 de mayo de cada año al 30 de abril del siguiente año, el mismo que coincide con la fi jación de las Tarifas en Barra.

4.7 Precios en Barra Efectivos.- Son los precios que aplicará cada Empresa Receptora a sus Usuarios Regulados y que serán determinados de acuerdo con lo establecido en el literal f) del numeral 5.1 del Artículo 5º del Reglamento.

4.8 Reglamento.- Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM, y sus modifi catorias.

4.9 RLCE.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y sus modifi catorias.

4.10 Sector de Distribución Típico.- Son las instalaciones de distribución cuya defi nición se encuentra en el Anexo de la LCE, y cuyas categorías son determinadas por el Ministerio de Energía y Minas.

4.11 Sistemas Aislados Mayores.- Son todos los Sistemas Aislados con potencia máxima anual demandada superior a 3 000 kW.

4.12 Sistemas Aislados Menores.- Son todos los Sistemas Aislados con potencia máxima anual demandada de 3 000 kW o inferior.

4.13 Sistemas Aislados Típicos.- Clasifi cación de los Sistemas Aislados efectuada por OSINERGMIN en función de su fuente primaria de abastecimiento y otros criterios.

5. PROCEDIMIENTO

5.1 Demanda Anual

a) Se efectúa la proyección de la demanda anual, para cada uno de los Sistemas Aislados, sobre la base de la información histórica de ventas de energía proporcionada por las Empresas Receptoras al OSINERGMIN. Esta información base histórica corresponde a los últimos 24 meses previos al mes de febrero de cada año.

b) Se determina la Tasa de Crecimiento Mensual (TCM), para cada Sistema Aislado, considerando la información base histórica de ventas de energía mencionada en el literal a) anterior, de acuerdo con la siguiente expresión:

12,11,...,2,1

1)12/1(

1,

,

n

mn

mnn EM

EMTCM

Donde:

TCMn = Tasa de Crecimiento Mensual correspondiente al mes n de para cada Sistema Aislado; donde n = 1 (mayo), mes de inicio del período anual.

EMn,m = Energía mensual correspondiente al mes n del año m del Sistema Aislado; donde m es el año correspondiente al período anterior a la fi jación de Tarifas en Barra.

EMn,m-1 = Energía mensual correspondiente al mes n del año m-1 del Sistema Aislado.

c) Se calcula la Tasa de Crecimiento Trimestral (TCT), para cada Sistema Aislado, como un promedio mensual de las tasas resultantes obtenidas en el literal b) anterior, de acuerdo con la siguiente expresión:

12,11,10;9,8,7;6,5,4;3,2,1

4,3,2,1

3

n

m

nn

m

TCMTCT


Donde:

TCTm = Tasa de Crecimiento Trimestral correspondiente al trimestre m de cada Sistema Aislado.

TCMn = Tasa de Crecimiento Mensual correspondiente al mes n del Sistema Aislado; donde n = 1 (mayo), mes de inicio del período anual.

d) Para el caso de los Sistemas Aislados Menores pertenecientes a una misma Empresa Receptora, se considera que la Tasa de Crecimiento Trimestral corresponde a la del Sistema Aislado Típico más representativo. Para ello se toman en cuenta las siguientes consideraciones:

i. Deberá pertenecer a un mismo Sistema Aislado Típico Menor (preponderantemente hidroeléctrico o preponderantemente térmico).

ii. Será el Sistema Aislado Menor de mayor demanda que presente una tendencia de crecimiento estable.

e) Se proyecta la demanda de energía de cada uno de los Sistemas Aislados tomando en cuenta la información base histórica de ventas de energía de los últimos 12 meses mencionada en el literal a), considerando la siguiente metodología:

i. Se calcula la Proyección de Demanda de Energía Mensual (PDEM), por Sector de Distribución Típico, aplicando la Tasa de Crecimiento Trimestral correspondiente, calculada en el literal c).

12,11,...,2,1

4,3,2,1

12)1(*

n

m

mnn TCTEMPDEM

Donde:

PDEMn = Proyección de Demanda de Energía Mensual del Sector de Distribución Típico.

EMn = Energía mensual correspondiente al mes n del período anterior a la fi jación de las tarifas.

ii. Se calcula la Proyección de Demanda de Energía Mensual en Barra (PDEMB) por Sistema Aislado, considerando el resultado obtenido anteriormente, al cual se agregan las pérdidas de energía y potencia de distribución, aplicando los factores de expansión de pérdidas de distribución vigentes.

....3,2,1

12,11,...,2,1

STD

n

STDnnn PEMTPEBT%BT PDEMPEMT%MT)(PDEMPDEMB

Donde:

PDEMBn = Proyección de Demanda de Energía Mensual en Barras del Sistema Aislado de cada Empresa Receptora

PDEMn = Proyección de Demanda de Energía Mensual del Sector de Distribución Típico.

PEMTn = Factor de Expansión de Pérdida de Energía en MT del Sistema Aislado, correspondiente a su Sector de Distribución Típico, según Resolución vigente.

PEBTn = Factor de Expansión de Pérdida de Energía en BT del Sistema Aislado, correspondiente a su Sector de Distribución Típico, según Resolución vigente.

%MT = Porcentaje de Participación Anual de Energía en MT, para el Sector de Distribución Típico correspondiente.

%BT = Porcentaje de Participación Anual de Energía en BT, para el Sector de Distribución Típico correspondiente.

STD = Sectores de Distribución Típicos que conforman el Sistema Aislado.

5.2 Precio en Barra de Sistemas Aislados (PBSA)

a) Se calcula el Precio en Barra por Sistema Aislado Típico, tomando en consideración los criterios utilizados por el OSINERGMIN en los procesos de fi jación de los Precios en Barra.

b) Se determina el Precio en Barra de Sistemas Aislados, tomando en consideración los Precios en Barra por Sistema Aislado Típico calculados en a) y la energía anual de los Sistemas Aislados pertenecientes a cada Empresa Receptora, según la siguiente expresión:

ni

i

i

Ei

PiEiPBSAe

,1

Donde:

PBSAe = Precio en Barra de Sistemas Aislados de la Empresa Receptora “e”.

Ei = Energía anual de cada Sistema Aislado, que es igual a la suma de los doce (12) PDEMB correspondientes al período de fi jación.

Pi = Precio en Barra por Sistema Aislado Típico aplicable a cada Sistema Aislado “i” de la Empresa Receptora “e”. Este es un precio promedio que ha sido determinado mediante el factor de carga y la estructura de consumo en energía utilizada para cada Sistema Aislado Típico.

5.3 Precio en Barra del SEIN equivalente en MT (PBSEIN)

a) Se determina el Precio de Referencia del SEIN como la Tarifa en Barra de mayor valor del SEIN. A fi n de hacer comparables los valores, se calcula una Tarifa en Barra promedio por cada barra publicada en las resoluciones tarifarias del OSINERGMIN.

b) Se expande el Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT para cada Sistema Aislado Típico mediante la aplicación de los factores de pérdidas marginales y los peajes por transformación y transmisión vigentes. Para ello el OSINERGMIN utilizará los criterios de distancia equivalente pertinentes que no generen distorsión de las señales económicas de efi ciencia, considerando las posibilidades de interconexión de dichos sistemas (en el caso de aquellos Sistemas Aislados con posibilidad de interconexión prácticamente inviable por encontrarse geográfi camente muy alejados de los puntos de interconexión al SEIN, se tomará como parámetro de distancia para el cálculo del precio expandido la mayor distancia considerada para un Sistema Aislado con posibilidad de interconexión justifi cada).


c) Con los precios calculados en b), se determina el Precio de Referencia del SEIN equivalente en MT para cada Empresa Receptora, en base a un promedio ponderado de la energía de cada uno de sus Sistemas Aislados.

ni

i

i

Ei

PMTiEiPBSEINe

,1

Donde:

PBSEINe = Precio en Barra del SEIN equivalente en MT para la Empresa Receptora “e”.

Ei = Energía anual de cada Sistema Aislado, que es igual a la suma de los doce (12) PDEMB correspondientes al período de fi jación.

PMTi = Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT por Sistema Aislado Típico, aplicable a cada Sistema Aislado “i” de la Empresa Receptora “e”. Este es un precio promedio que ha sido determinado mediante el factor de carga y la estructura de consumo en energía utilizada para cada Sistema Aislado Típico.

5.4 Monto Anual a Precios del Sistema Aislado (MAPSA)

El MAPSA se determina, multiplicando la Energía Anual Proyectada (EAP) del período de aplicación tarifaria, por el Precio en Barra de Sistemas Aislados (PBSA) calculado por Empresa Receptora. El cálculo se realiza según la siguiente expresión:

PBSAeEAPeMAPSAe

Donde:

MAPSAe = Monto Anual a Precios del Sistema Aislado de la Empresa Receptora “e”.

PBSAe = Precio en Barra de Sistemas Aislados de la Empresa Receptora “e”.

EAPe = Energía Anual Proyectada por Empresa Receptora “e”, que es igual a la suma de las energías anuales proyectadas por cada Sistema Aislado perteneciente a la Empresa Receptora.

5.5 Monto Anual a Precios del SEIN (MAPSEIN)

El MAPSEIN se determina, multiplicando la Energía Anual Proyectada (EAP) del período de aplicación tarifaria, por el Precio en Barra del SEIN Equivalente en MT (PBSEIN) calculado por Empresa Receptora. El cálculo se realiza según la siguiente expresión:

PBSEINeEAPeMAPSEINe

Donde:

MAPSEINe= Monto Anual a Precios del SEIN de la Empresa Receptora “e”.

PBSEINe = Precio en Barra del SEIN equivalente en MT para la Empresa Receptora “e”.

EAPe = Energía Anual Proyectada por

Empresa Receptora “e”, que es igual a la suma de las energías anuales proyectadas por cada Sistema Aislado perteneciente a la Empresa Receptora.

5.6 Determinación del Monto de Compensación Anual Requerido (MCAR)

El MCAR viene a ser la diferencia entre el Monto Anual calculado a Precios Aislados y el Monto Anual calculado a Precios del SEIN para cada Empresa Receptora. El cálculo se realiza según la siguiente expresión:

)(Re MAPSEINeMAPSAeMCA

5.7 Monto Específi co (ME)

El Monto Específi co anual es aquél determinado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial antes del 1 de marzo de cada año. Dicho monto tiene como límite el 50% del aporte anual de los usuarios de electricidad a que se refi ere el inciso h) del Artículo 7º de la Ley Nº 28749.

5.8 Compensación Anual para cada Empresa Receptora (CA)

El cálculo de la Compensación Anual para cada Empresa Receptora “e” se realizará de acuerdo a la siguiente expresión:

MEMCA

MCACAe

e

*Re

Re

5.9 Precio en Barra Efectivo para cada Empresa Receptora (PBEF)

El Precio en Barra Efectivo que aplicará cada Empresa Receptora a sus usuarios regulados se determina de acuerdo con la siguiente expresión:

EAPeCAeMAPSAePBEFe

Finalmente, el Precio en Barra Efectivo calculado anteriormente, se desagrega en Precio de la Potencia en Punta, y Precio de la Energía en Horas Punta y Fuera de Punta, aplicando el factor de carga ponderado por empresa y los porcentajes ponderados de participación de energía en horas punta y fuera de punta.

6. PROGRAMA DE TRANSFERENCIAS POR APLI-CACIÓN DEL MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS

El programa de transferencias será elaborado sobre la base de:

• La información reportada por las Empresas Aportantes, a través de los formatos MCSA-1 y MCSA-2.

• La información reportada por las Empresas Distribuidoras para aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE).

• Los montos de las Compensaciones Anuales a asignar a cada una de las Empresas Receptoras, calculadas de acuerdo con el procedimiento establecido en el Artículo 5º del Reglamento y de acuerdo con la expresión defi nida en el numeral 5.8 del presente Procedimiento.

6.1 Determinación del Programa de Transferencias


a) Las Compensaciones para los Sistemas Aislados serán transferidas mensualmente, en fecha posterior al cierre de facturación mensual.

b) El programa de transferencias será elaborado, sobre la base de información mensual a ser proporcionada por las Empresas Aportantes, a través de los formatos MCSA-1 y MCSA-2, y de las Empresas Receptoras mediante los formatos FOSE establecidos en la norma “Procedimientos de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)”1.

c) Determinación del Monto de Compensación Mensual de las Empresas Receptoras (CM):

i. A partir del valor de la Compensación Anual (CAe) determinada según lo especifi cado en el numeral 5.8 del presente procedimiento, se calcula la Compensación Mensual (CM) por Empresa Receptora, según la aplicación de la siguiente expresión:

ee

ieie CA

EAPEMPER

CM *,,

Donde:

CMe,i = Compensación Mensual por Empresa Receptora “e”, correspondiente al mes “i”.

EMPERe,i = Energía Mensual Proyectada de la Empresa Receptora “e”, correspondiente al mes “i”.

EAPe = Energía Anual Proyectada por Empresa Receptora “e”.

d) Las transferencias se harán efectivas según el cronograma mensual que se detalla en el numeral 6.2, siguiente.

6.2 Operación del Programa de Transferencias

a) A más tardar el día 20 de cada mes las Empresas Aportantes harán llegar a OSINERGMIN la información correspondiente al formato MCSA-1.

b) Entre los días 20 y 30 de cada mes el OSINERGMIN determinará los montos a ser transferidos de acuerdo a lo indicado en el numeral 6.1.

c) A más tardar el día 30 de cada mes el OSINERGMIN comunicará a las Empresas Aportantes y Receptoras, los montos correspondientes a ser transferidos.

d) Las transferencias de las Empresas Aportantes hacia las Empresas Receptoras se efectuarán a más tardar luego de 15 días de efectuada la comunicación de OSINERGMIN, a que se refi ere el literal previo.

e) Hasta el cuarto día útil posterior a la fecha de transferencia, las Empresas Aportantes enviarán al OSINERGMIN los formatos MCSA-2, debidamente llenados, junto con los comprobantes de pago que sustenten las transferencias realizadas, según literal d).

f) Si el Reglamento de la Ley General de Electrifi cación Rural estableciera plazos diferentes a los establecidos previamente, las empresas se adecuarán a los mismos.

7. OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS

Las Empresas Aportantes y Receptoras deben cumplir con las siguientes obligaciones:

a) Las Empresas Receptoras están obligadas a hacer llegar a OSINERGMIN la información de las ventas de energía realizadas en el mes, a través de los formatos FOSE.

b) Las Empresas Aportantes están obligadas a realizar los desembolsos de las transferencias a las Empresas Receptoras correspondientes a cada mes en los plazos establecidos en el Programa de Transferencias.

c) Las Empresas Aportantes suministrarán información mensualmente al OSINERGMIN a través de los formatos MCSA-1 y MCSA-2.

d) La Empresa Receptora que no disponga de generación propia, está obligada a transferir a la empresa generadora el monto de compensación correspondiente a la cantidad de energía comprada, dentro de los tres días siguientes a la recepción de la transferencia del SEIN.

8. SANCIONES

Se considerarán infracciones de las empresas eléctricas por el incumplimiento de la presente Norma las que se señalan a continuación:

InfracciónPor incumplir con las Transferencias del Mecanismo de Compensación.Cuando no presenten la información en la forma y plazos establecidos en la Norma o lo hagan en forma inexacta

Estas infracciones serán sancionadas de acuerdo con los montos previstos en la escala de multas y sanciones del OSINERGMIN.

9. PROCEDIMIENTOS, PLAZOS Y MEDIOS

9.1 La GART del OSINERGMIN se encargará de calcular mensualmente las transferencias producto de la aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, y de acuerdo con el procedimiento establecido en el Artículo 5º del Reglamento.

9.2 El OSINERGMIN publicará en su página Web las transferencias por concepto del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

9.3 La Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN se encargará de fi scalizar la correcta aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados por parte de las Empresas Aportantes y Empresas Receptoras, debiendo aplicar cuando corresponda la escala de multas y sanciones.

9.4 Las transferencias por concepto del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados serán efectuadas en moneda nacional.

9.5 Es obligación de las Empresas Receptoras aplicar los Precios en Barra Efectivos, no estando condicionadas a la recepción de la transferencia respectiva.

9.6 Las Empresas Receptoras podrán aplicar a las transferencias no recibidas en la fecha límite establecida para las transferencias del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, el interés compensatorio y recargo por mora previstos en el Artículo 176º del RLCE.

1 Aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 2123-2001-OS/CD.


10. ANEXOS

ANEXO 1: FORMATOS PARA TRANSFERENCIAS

FORMATO MCSA-1:Información Comercial de las Empresas Eléctricas de Distribución

y Generación del SEIN(Clientes Regulados y Clientes Libres)

Empresa Aportante: …………………………………………………………..Mes y Año: …………………………………………………………..

Fondo Recaudado (Nuevos Soles)Data del Mercado SEIN Aplicación inciso h) del Articulo 7 de la Ley 28749

N° kW.h Fondo Recaudado Observaciones Clientes en el Mes (*)

Clientes Regulados AT2 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP BT2 BT3P BT3FP BT4P BT4FP BT5A BT5BNR

BT5C BT6

BT7Sub-Total Clientes Libres AT2 MT2 MT3P MT3FP MT4P MT4FP Sub-TotalTotal

(*) Fondo Mensual recaudado por las empresas aportates, correspondiente al periodo anual que inicia en mayo y finaliza en abril del siguiente año

FORMATO MCSA-2

REPORTE DE TRANSFERENCIA MENSUAL

Empresa Aportante Sistema Eléctrico Año Mes

1. TRANSFERENCIA A EMPRESAS RECEPTORAS1.1 Egreso Detallado de Transferencias

Empresas Receptoras Monto Transferido Fecha de Transferencia ObservacionesS/.

Empresa 1 Empresa 2 Empresa 3

.

.

.

Subtotal Subtotal (I) 2. BALANCE (INGRESO POR RECAUDACION Y EGRESO POR TRANSFERENCIAS)2.1 Ingreso por Recaudación - Aplicación inciso h) del Articulo 7 de la Ley 28749

Mes y Año Monto Total Recaudado (S/.) Observaciones

Subtotal (II)2.2 Egresos por transferencias a empresas receptoras

Mes y Año Monto Total Transferido Observaciones

Subtotal (III)

Saldo Neto (II) - (III)

Fecha :

Nombre y fi rma del representante de la Empresa Ejecutado por:

ANEXO 2: ESQUEMA DE TRANSFERENCIAS

ESQUEMA DE TRANSFERENCIAS DEL PERIODO ANUAL

TF1 TF2 TF10 TF11 TF12

CT1 CT2 CT10 CT11 CT12

. . .

May Jun Jul Mar Abr Maymes 1 mes 2 mes 3 . . . mes 11 mes 12 mes 1

Período 1 Período 2

Donde:CTi Comunicación de Transferencias del Mes i (como máximo hasta el día 25 del mes siguiente)TFi Desembolsos de Transferencias Comunicadas por OSINERGMIN, del mes i (como máximo hasta

el último día del mes siguiente)

ANEXO 3: DIAGRAMA DE FLUJO PARA APLICACIÓN DEL MECANISMO DE COMPENSACIÓN

Determinación del Monto Anual a

Precios del SEIN (MAPSEIN)

Determinación del Monto Anual a

Precios del Sistema Aislado (MAPSA)

Determinación de la Demanda Anual

de Sistemas Aislados

Determinación del Precio en Barra de Sistemas Aislados

(PBSA)

Determinación de la Compensación Anual para Cada

Empresa Receptora (CA)

Determinación del Precio en Barra Efectivo para cada

Empresa Receptora (PBEF)

Determinación del Precio en Barra del SEIN equivalente en MT (PBSEIN)

Determinación del Monto de

Compensación Anual Requerido (MCAR)

Monto Específico (ME)

ANEXO 4: DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROGRAMA DE TRANSFERENCIAS

Información Ventas de Energía Mensual

Proyectada (todas las empresas)

Determinación de la Compensación Anual por

Empresa Receptora (CAe)

Monto Especifico Determinado por el

Ministerio de Energía y Minas (ME)

El cálculo del Monto de Compensación Mensual (CM) por Empresa Receptora “e”

para cada mes “i”, se realiza según la siguiente fórmula:

CMe,i = ( EMPERe,i / EAPe ) x CAe


EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

El Artículo 30º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la fi nalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN. Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los usuarios de electricidad a que se refi ere el inciso h) del Artículo 7º de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrifi cación Rural.

Complementariamente, el Decreto Supremo Nº 069-2006-EM, publicado en el Diario Ofi cial El Peruano el 28 de noviembre de 2006, aprobó el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en el cual se establecen las premisas, condiciones y procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo, así como dispone que el OSINERGMIN deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su efectiva aplicación a partir de la fi jación de Tarifas en Barra para el período mayo 2007 – abril 2008.

En este sentido, es necesario implementar el procedimiento de compensación, a través de la expedición de la norma “Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”.

Por las razones señaladas precedentemente, la resolución materia de la presente exposición de motivos cumple con los objetivos indicados.


EN ENERGÍA Y MlNERÍAOSlNERGMlN Nº 168-2007-OS/CD


VISTOS:

El informe del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”); los Informes Técnicos de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Nº 0107-2007-GART y Nº 0113-2007-GART, y los Informes emitidos por la Asesoría Legal Nº 0116-2007-GART y Nº 0117-2007-GART.

CONSIDERANDO:

Que, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 3º de la Ley Nº 273321, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en los Artículos 27º y 52º, literales p) y u), de su Reglamento General2, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; y en el Artículo 22º, literal h), del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas3 aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, tiene el encargo de regular los Precios en Barra para los suministros a que se refi ere el Artículo 43º, inciso d) de la Ley de Concesiones Eléctricas4 (en adelante “LCE”);

Que, la norma “Procedimientos para la Fijación de Precios Regulados”, aprobada por el Consejo Directivo de OSINERGMIN, mediante Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD, y modifi catorias, establece 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 Nº 0113-

2007-GART, se ha iniciado el 14 de noviembre de 2006 con la presentación del Estudio Técnico Económico correspondiente por parte del COES-SINAC. El OSINERGMIN, 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 24 de noviembre de 2006;

Que, seguidamente, el OSINERGMIN presentó sus observaciones al referido Estudio, incluyendo aquellas otras observaciones que se presentaron como consecuencia de la Audiencia Pública. Al respecto, la LCE dispone, en su Artículo 52º5 que, absueltas las observaciones, o vencido el plazo sin que ello se realice, el OSINERGMIN procederá a fi jar y publicar los Precios en Barra y sus fórmulas de reajuste mensual;

Que, el 5 de marzo se publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 073-2007-OS/CD, la cual dispuso la publicación del proyecto de resolución que fi ja los Precios en Barra para el período mayo 2007 – abril 2008, y la relación de la información que la sustenta;

1 Artículo 3º de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos .– Funciones.-3.1 Dentro de sus respectivos ámbitos de competencia, los Organismos

Reguladores ejercen las siguientes funciones:…b) Función reguladora: comprende la facultad de fi jar las tarifas de los servicios

bajo su ámbito;…

2 Artículo 27º del Reglamento General de OSINERGMIN aprobado por D.S. 054-2001-PCM.– 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 del Reglamento General de OSINERGMIN aprobado por D.S. 054-2001-PCM,.– Funciones del Consejo Directivo.-

Son funciones del Consejo Directivo: ...

p) Fijar, revisar y modifi car las tarifas de venta de energía eléctrica, con estricta sujeción a los procedimientos establecidos por la Ley de Concesiones Eléctricas. Asimismo, fi jar, revisar y modifi car las tarifas y compensaciones que deberán pagarse por el uso de los sistemas de transmisión y sistemas de distribución de energía eléctrica, de acuerdo a los criterios establecidos en las normas aplicables del subsector electricidad.

…u) Fijar el Precio Básico de la Potencia de Punta a que se refi ere el inciso f) del

Artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, según el procedimiento defi nido en el Artículo 126º de su reglamento.

...

3 Artículo 22º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por D.S. 009-93-EM– 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 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.– Estarán sujetos a regulación de precios:...d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución

destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica; y,

...

5 Artículo 52º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.–OSINERG efectuará sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas de los Precios en Barra. Los responsables deberán absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.

Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERG procederá a fi jar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril de cada año.


Que, posteriormente el OSINERGMIN convocó la realización de una segunda Audiencia Pública que se realizó en forma descentralizada en Lima, Tacna y Trujillo, el 12 de marzo de 2007, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis del Estudio Técnico-Económico del COES-SINAC para la fi jación de tarifas, así como el contenido de las observaciones formuladas a dicho estudio;

Que, el 19 de marzo de 2007 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución que fi ja los Precios en Barra. Al respecto, se recibieron las opiniones y sugerencias del COES-SINAC, de la Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa ADUSELA-EPQ y de las empresas Egemsa S.A., Edegel S.A.A., Enersur S.A., Red de Energía del Perú S.A., Red Eléctrica del Sur S.A., Consorcio Transmantaro S.A., ISA Perú S.A., Eteselva S.R.L., Compañía Minera Antamina S.A., Cálidda, Transportadora de Gas del Perú S.A. y Electro Oriente S.A; las cuales han sido publicadas en la página Web del OSINERGMIN y cuyo análisis se realiza en el Informe Nº 0113-2007-GART, a excepción de los comentarios de Cálidda y Transportadora de Gas del Perú S.A., cuyo análisis se encuentra en el Informe Nº 0107-2007-GART;

Que, asimismo, habiendo sido la energía adquirida mediante Licitaciones previstas en la Ley Nº 28832, superior al 30% de la demanda de energía de los Usuarios Regulados del SEIN, conforme dispone la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 288326,el OSINERGMIN ha verifi cado que los Precios en Barra no difi eran en más de diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones. Los resultados de dicha verifi cación se encuentran en el Informe Nº 0113-2007-GART;

Que, conforme está establecido por el Artículo 107º de la LCE7, el Artículo 215º de su Reglamento8 y el Artículo 52º, literal t), del Reglamento General del OSINERGMIN9, el Organismo Regulador deberá fi jar, simultáneamente con los Precios 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;

Que, igualmente, en cumplimiento de lo dispuesto en los Artículos 136º y 137º del Reglamento de la LCE10,corresponde al OSINERGMIN fi jar 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 Peruano con Red de Energía del Perú S.A., el OSINERGMIN deberá establecer antes del 30 de abril de cada año, el valor

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.

8 Artículo 215º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por D.S. 009-93-EM.– . El precio promedio de la energía a nivel generación, a que se refi ere 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.

9 Artículo 52º del Reglamento General de OSINERGMIN aprobado por D.S. 054-2001-PCM.– Funciones del Consejo Directivo.-

Son funciones del Consejo Directivo:...t) Establecer el Costo de Racionamiento a que se refi ere la defi nición 3 del

Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas....

10 Artículo 136º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por D.S. 009-93-EM.– El Ingreso Tarifario Esperado Total del Sistema Principal de Transmisión requerido para cada fi jación de las tarifas de transmisión, será propuesto por el COES a la Comisión, para los siguientes doce meses, siguiendo el procedimiento previsto en el Artículo precedente y empleando la misma información y supuestos utilizados para el cálculo de las Tarifas en Barra.

El Ingreso Tarifario Esperado será expresado en doce cuotas iguales, considerando la tasa defi nida en el Artículo 79º de la Ley. La Comisión fi jará el Ingreso 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 pagado mensualmente por los generadores en proporción directa de sus Ingresos por Potencia defi nidos en el Artículo 109º del Reglamento.

El saldo resultante de la Transferencia Total por Energía, como consecuencia de la aplicación del Artículo 107º del Reglamento, originado por el uso de la red de transmisión califi cada como parte del Sistema Principal de Transmisión será asignada a los generadores en función de sus Ingresos por Potencia.

Los pagos a que se refi eren los párrafos anteriores se harán efectivos dentro de los (7) días calendario siguientes a la notifi cación de la liquidación mensual practicada por el COES.

El COES propondrá al Ministerio los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.

Artículo 137º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por D.S. 009-93-EM.– El Peaje por Conexión será obtenido deduciendo del Costo Total de transmisión el Ingreso Tarifario Esperado Total para el Sistema Principal de Transmisión, determinado conforme a lo establecido en el artículo precedente.

El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de Potencia 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 defi nida en el Artículo 79º de la Ley. La Comisión fi jará el Peaje de Conexión Unitario y el Peaje por Conexión, así como sus fórmulas de reajuste a que se refi ere el Artículo 61º de la Ley.

El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le será pagado mensualmente por los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.

El COES determinará mensualmente la recaudación Total por Peaje por Conexión, 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 fi je la Comisión;

c) La recaudación por Peaje por Conexión para un generador, será igual al mayor 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, deberán desagregar 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 de las 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 que le 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 aplicación del presente artículo.

6 SEGUNDA DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.-- Nuevareferencia para la comparación del Precio en Barra

El Precio en Barra que fi ja OSINERG, no podrá diferir, en más de diez por ciento (10%), del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año, según se establece en el Reglamento.

7 Artículo 107º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.– 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.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, miércoles 11 de abril de 2007 Pág. 343249actualizado de la Remuneración Anual (en adelante “RA”), para cada período anual comprendido entre el 1º de mayo y el 30 de abril del año siguiente. Como quiera que dicha RA influye en el cálculo del Peaje por Conexión, se requiere fijar su valor en la misma oportunidad en que se aprueben los presentes Precios en Barra;

Que, adicionalmente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 29º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica11 (en adelante “Ley Nº 28832”), el OSINERGMIN deberá aplicar, para los usuarios regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, un mecanismo de compensación a fi n de que el Precio a Nivel Generación sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión;

Que, mediante Resolución Ministerial Nº 108-2007-MEM/DM, publicada el 16 de marzo de 2007, el Ministerio de Energía y Minas determinó el Monto Específi co para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados aplicable en el período comprendido entre el 1 de mayo de 2007 hasta el 30 de abril de 2008;

Que, por otro lado, de conformidad con lo establecido en el Artículo 30º de la Ley Nº 28832 y por el Artículo 5º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados12 aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM, el OSINERGMIN deberá aplicar en cada regulación anual de los Precios en Barra dicho mecanismo de compensación, para lo cual se seguirá el procedimiento establecido en el mencionado artículo;

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 fi n de evitar que las fl uctuaciones de 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”, habiéndose establecido en el Artículo 3º de dicha Resolución que, la aprobación del peaje de la GRP, formará parte de la aprobación de los Precios en Barra. En este sentido, se ha emitido el Informe Nº 0107-2007-GART que determina el Peaje por GRP para el cuarto año de cálculo del proyecto Camisea, y que forma parte de la relación de información que sustenta los Precios en Barra;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo 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; en la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica; y, en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Fíjese los siguientes Precios en Barra para los suministros que se efectúen desde las Subestaciones de Generación - Transporte que se señalan; así como, las correspondientes tarifas de transmisión según se indica:

1 TARIFAS DE GENERACIÓN

1.1 PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE REFERENCIA

Las Subestaciones de Referencia están constituidas por las Subestaciones Base y las Subestaciones de Centrales Generadoras.

A) PRECIOS 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 tensión que se indican:

Cuadro Nº 1

Subestaciones Base TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPCtm. S/./kW.h

PEMFctm. S/./kW.h

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)Talara 220 14,33 10,51 8,43 Piura Oeste 220 14,43 10,78 8,62 Chiclayo Oeste 220 14,22 10,91 8,70 Guadalupe 220 14,21 11,04 8,81 Guadalupe 60 14,18 11,06 8,83 Trujillo Norte 220 14,12 11,10 8,85 Chimbote 1 220 13,85 10,98 8,77 Paramonga Nueva 220 13,91 10,93 8,61 Paramonga Existente 138 13,85 10,90 8,59

11 Artículo 29º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.-– La formación de los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados

29.1 Los Precios a Nivel Generación para Usuarios Regulados se calcularán como el promedio ponderado de los siguientes precios:

a) Contratos sin Licitación. Por cada contrato, los precios serán igual al promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato sin Licitación;

b) Contratos resultantes de Licitaciones. Por cada contrato, los precios serán iguales a los Precios Firmes resultantes de la Licitación, considerando el régimen de incentivos defi nido en el artículo 10.

29.2 Para efectos de la determinación de los Precios a Nivel Generación, los precios usados en los incisos a) y b) del numeral anterior, no incluirán los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios.

29.3 El Reglamento establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios Regulados, a fi n de que el Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados en el SEIN sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión.

12 Artículo 5º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados aprobado por D.S. Nº 069-2006-MEM).–

5.1. El Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados será aplicado por OSINERG en cada regulación anual de las Tarifas en Barra, de acuerdo al siguiente procedimiento:

a) OSINERG fi jará anualmente el Precio en Barra de Sistemas Aislados para cada Empresa Receptora;

b) Para cada Empresa Receptora, se calcula el producto del Precio en Barra de Sistemas Aislados por la potencia y energía proyectadas medidas en barra para el siguiente período tarifario de cada uno de sus Sistemas Aislados;

c) Para cada Empresa Receptora, se calcula el producto del Precio de Referencia del SEIN por la potencia y energía proyectadas medidas en barra para el siguiente período tarifario de cada uno de sus Sistemas Aislados;

d) Para cada Empresa Receptora se calcula la diferencia entre el monto calculado en b) y el monto calculado en c);

e) Con los montos obtenidos en d) y teniendo como límite el Monto Específi co, se determinan los factores de distribución para calcular las Compensaciones Anuales a Asignar a cada una de las Empresas Receptoras, según la siguiente expresión:

MED

DCA

ii

ii *

1

Donde:CAi es la Compensación Anual para la empresa i.Di es el monto calculado según d) para la empresa i.ME es el Monto Específi cof) Los Precios en Barra Efectivos que aplicará cada Empresa

Receptora a sus usuarios regulados, será determinado descontando de los Precios en Barra fi jados según a), la Compensación Anual determinada según e).

5.2. La Compensación Anual será transferida mensualmente por las Empresas Aportantes a las Empresas Receptoras.


Subestaciones Base TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPCtm. S/./kW.h

PEMFctm. S/./kW.h

Huacho 220 13,94 11,02 8,62 Zapallal 220 13,96 11,12 8,60 Ventanilla 220 13,98 11,15 8,62 Lima (1) 220 14,08 11,40 8,78 Cantera 220 13,99 11,25 8,76 Chilca 220 13,97 11,37 8,77 Independencia 220 13,97 11,07 8,71 Ica 220 14,22 11,17 8,79 Marcona 220 14,80 11,33 8,92 Mantaro 220 13,42 10,47 8,44 Huayucachi 220 13,59 10,66 8,48 Pachachaca 220 13,68 10,59 8,57 Huancavelica 220 13,57 10,63 8,51 Callahuanca 220 13,80 10,98 8,65 Cajamarquilla 220 13,98 11,23 8,73 Huallanca 138 13,00 10,54 8,49 Vizcarra 220 13,89 10,72 8,52 Tingo María 220 13,70 10,48 8,29 Aguaytía 220 13,60 10,35 8,19 Pucallpa 60 14,29 10,53 8,28 Tingo María 138 13,69 10,49 8,29 Huánuco 138 13,83 10,59 8,43 Paragsha II 138 13,79 10,60 8,50 Oroya Nueva 220 13,68 10,57 8,56 Oroya Nueva (2) 50 13,77 10,61 8,59 Carhuamayo 138 13,85 10,60 8,53 Carhuamayo Nueva 220 13,57 10,52 8,47 Caripa 138 13,86 10,64 8,59 Condorcocha 44 13,99 10,65 8,60 Machupicchu 138 13,41 10,05 8,43 Cachimayo 138 14,13 10,35 8,69 Cusco (3) 138 14,07 10,37 8,70 Combapata 138 14,33 10,56 8,92 Tintaya 138 14,51 10,75 9,15 Ayaviri 138 14,08 10,56 9,01 Azángaro 138 13,85 10,44 8,91 Juliaca 138 14,50 10,80 9,19 Puno 138 14,70 10,90 9,29 Puno 220 14,72 10,92 9,30 Callalli 138 14,59 10,89 9,25 Santuario 138 14,58 10,93 9,30 Arequipa (4) 138 14,72 11,00 9,34 Socabaya 220 14,73 11,00 9,33 Cerro Verde 138 14,79 11,02 9,36 Repartición 138 14,87 11,06 9,38 Mollendo 138 14,96 11,06 9,38 Montalvo 220 14,85 11,03 9,39 Montalvo 138 14,86 11,04 9,40 Ilo ELP 138 15,04 11,13 9,43 Botifl aca 138 15,04 11,09 9,44 Toquepala 138 15,07 11,12 9,48 Aricota 138 15,02 11,04 9,44 Aricota 66 14,98 11,00 9,44 Tacna 220 14,96 11,09 9,42 Tacna 66 15,20 11,15 9,45

SISTEMAS AISLADOS (5)Adinelsa MT 22,51 22,98 22,98Chavimochic MT 22,51 22,98 22,98Edelnor MT 22,51 22,98 22,98Edelsa MT 22,51 22,98 22,98Egepsa MT 22,51 22,98 22,98Electro Oriente MT 22,51 33,23 33,23Electro Pangoa MT 22,51 22,98 22,98Electro Puno MT 22,51 49,81 49,81Electro Sur Este MT 22,51 53,02 53,02Electro Sur Medio MT 22,51 49,81 49,81Electro Ucayali MT 22,51 22,98 22,98Electrocentro MT 22,51 22,98 22,98Electronorte MT 22,51 21,47 21,47Emseusa MT 22,51 20,41 20,41Hidrandina MT 22,51 23,10 23,10Seal MT 22,51 38,59 38,59Sersa MT 22,51 34,43 34,43

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) Los Precios en Barra de los Sistemas Aislados corresponden a los costos medios de generación y transmisión correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados de cada empresa, en condiciones de efi ciencia13.

Se defi ne:

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. Quinta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley Nº 2883214.

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

13 De conformidad con lo establecido en el Artículo 30º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, y por el inciso a) del numeral 5.1 del Artículo 5º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados aprobado mediante el Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.

14 QUINTA DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA TRANSITORIA de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica - Adecuación de factores de pérdidas de potencia

Lo dispuesto en el inciso h) del artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, será aplicable a partir de la fi jación tarifaria correspondiente al año 2010.

Para las fi jaciones tarifarias previas al año 2010, el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, se determinará agregando al producto del Precio Básico de la Potencia de Punta por los factores de pérdidas de potencia, los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión.

Para estos efectos, los factores de pérdidas de potencia se determinarán a partir de los factores vigentes a la fecha de publicación de la presente Ley, ajustándolos anualmente hasta alcanzar en forma lineal el valor de 1,0 en el año 2010.


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 Nodal de Energía. Artículo 47º, incisos g) e i) de la LCE15.

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 CPSEE corresponde al que se consigna en la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y en sus modifi catorias, en la Resolución OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD y en sus modifi catorias.

A.1) PEAJES POR CONEXIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

Los valores del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) son los siguientes:

Cuadro Nº 2

Sistema de Transmisión PCSPTS/./kW-mes

SPT de REP 1,40SPT de San Gabán 0,01SPT de Antamina 0,01SPT de Eteselva 0,21SPT de Redesur 0,79SPT de Transmantaro 1,90SPT de ISA 0,63Cargo por Garantía por Red Principal TGP 4,17Cargo por Garantía por Red Principal GNLC 0,18

Total SEIN 9,30

A.2) PEAJES POR CONEXION EN SISTEMAS AISLADOS

El valor del PCSPT para los Sistemas Aislados, contemplados en el Cuadro Nº 1, es igual a cero.

B) PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS

El Precio en Barra de la Energía en una Subestación de Central Generadora, cuyo fl ujo preponderante de energía es hacia otra subestación con Precio en Barra defi nido, se determinará del cociente resultante de dividir el Precio en Barra de la Energía de la Subestación con Precio en Barra defi nido entre el correspondiente Factor Nodal de Energía (FNE).

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 defi 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 en Barra defi nidos, se le aplicará el mismo procedimiento.

Se defi ne:

PEBP1 = PEBP0 / FNE (4)PEBF1 = PEBF0 / FNE (5)PPB1 = PPB0 / FPP (6)

Donde:

PEBP0 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, defi nido.

PEBF0 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, defi nido.

PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, defi nido.

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.

1.2 PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES DIFERENTES A LAS SEÑALADAS EN EL NUMERAL 1.1.

Los Precios en Barra en subestaciones diferentes a las señaladas en el numeral 1.1, se determinarán según el procedimiento siguiente:

A) Precios en Barra de la Energía

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 Nodal de Energía (FNE), agregando a este producto el Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE).

Se defi ne:

PEBP1 = PEBP0 * FNE + CBPSE (7)PEBF1 = PEBF0 * FNE + CBPSE (8)

Donde:

PEBP0 : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, defi nido.

PEBF0 : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, defi nido.

15 Artículo 47º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.– Para determinar los Precios en Barra, el subcomité de Generadores y el subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, efectuarán los cálculos correspondientes en la siguiente forma:...g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de

energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48º. El factor nodal será igual a 1,00 de la barra en que se fi je el Precio Básico de Energía;

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, agregando al Precio Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión a que se refi ere el artículo 60 de la presente Ley;

i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.


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 defi nido en la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y en sus modifi catorias, en la Resolución OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD y en sus modifi catorias.

B) Precios en Barra de Potencia de Punta

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 de Potencia (FPP).

Se defi ne:

PPB1 = PPB0 * FPP (9)

Donde:

PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, defi nido.

PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar.

En todos los casos las empresas deberán verifi car que los costos por transmisión no excedan los límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con las Condiciones de Aplicación fi jadas en el numeral 4, Artículo Primero, de la Resolución Nº 015-95 P/CTE y sus modifi catorias.

2 GRAVÁMENES E IMPUESTOS

Las tarifas de la presente resolución, o sus reajustes, de acuerdo con las Fórmulas de Actualización del Artículo 2º, 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 2º.- Fíjese las Fórmulas de Actualización de los Precios en Barra y de las tarifas de transmisión a que se refi ere el Artículo 1º de la presente Resolución, según lo siguiente:

1 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN TARIFARIA

De acuerdo a lo dispuesto en los Artículos 46º y 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas16, las tarifas obtenidas según los procedimientos defi nidos en el Artículo 1º de la presente Resolución, serán actualizadas utilizando las siguientes Fórmulas de Actualización.

1.1 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE POTENCIA DE PUNTA A NIVEL GENERACIÓN (PPM)

PPM1 = PPM0 * FAPPM (1)FAPPM = a * FTC + b * FPM (2)FTC = TC / TCo (3)FPM = IPM / IPMo (4)

Cuadro Nº 3Sistema a b

SEIN 0,8062 0,1938

Para la actualización de los precios de potencia en los Sistemas Aislados del Cuadro Nº 1 se utilizará, como factor FAPPM, el valor resultante

del factor FAPEM correspondiente que se señala en el numeral 1.2 siguiente (FAPPM=FAPEM).

Para la actualización de los precios de potencia en los Sistemas Aislados del Cuadro Nº 7 se utilizará la fórmula (7) del numeral 1.2 siguiente, reemplazando PEMP1 y PEMP0 por PPM1 y PPM0, respectivamente.

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.

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 Ofi cial El Peruano.

TCo = Tipo de Cambio inicial igual a S/. 3,184 por US Dólar.

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 Ofi cial El Peruano.

IPMo = Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 172,71049.

1.2 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE ENERGÍA A NIVEL GENERACIÓN EN LAS SUBESTACIONES BASE DEL SISTEMA (PEMP y PEMF)

Para la actualización de los Precio de la Energía a Nivel Generación que se presentan en el Cuadro Nº 1 de la presente resolución se hará uso de las siguientes fórmulas:

PEMP1 = PEMP0 * FAPEM (5)PEMF1 = PEMF0 * FAPEM (6)

Para la actualización de los Precios de la Energía a Nivel Generación que se presentan en el Cuadro Nº 7 de la presente resolución se hará uso de las siguientes formulas:

PEMP1 = PEMP0 * FAPEM + (FAPEM-1) * FC (7)PEMF1 = PEMF0 * FAPEM + (FAPEM-1) * FC (8)

16 Artículo 46º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.– Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fi jadas anualmente por OSINERG y entrarán en vigencia en el mes de mayo de cada año.

Las tarifas sólo podrán aplicarse previa publicación de la resolución correspondiente en el Diario Ofi cial “El Peruano” y de una sumilla de la misma en un diario de mayor circulación. La información sustentatoria será incluida en la página web de OSINERG.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, miércoles 11 de abril de 2007 Pág. 343253 Para la aplicación de estas fórmulas se tomará en

consideración lo siguiente:

FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB (9)FD2 = PD2 / PD2o (10)FR6 = PR6 / PR6o (11)FPGN = PGN/PGNo (12)FCB = (PCB/PCBo) * FTC (13)

Cuadro Nº 4Sistema Eléctrico D e F g s cb FC

SEIN 0,1133 0,0289 0,1739 0,5358 --- 0,1481 ---SISTEMAS AISLADOS17

Adinelsa 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Chavimochic 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Edelnor 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Edelsa 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Egepsa 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Electro Oriente 0,2051 0,0448 0,5889 --- 0,1612 --- 16,4908Electro Pangoa 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Electro Puno 0,0453 0,8043 --- --- 0,1504 --- 33,6863Electro Sur Este 0,0348 0,8504 --- --- 0,1148 --- 34,9652Electro Sur Medio 0,0453 0,8043 --- --- 0,1504 --- 33,6863Electro Ucayali 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Electrocentro 0,1800 --- --- --- 0,8200 --- 7,4011Electronorte 0,2347 0,1601 --- --- 0,6052 --- 5,4536Emseusa 0,2733 0,2729 --- --- 0,4538 --- 4,0850Hidrandina 0,1794 0,0035 --- --- 0,8171 --- 7,5160Seal 0,1016 0,4680 --- --- 0,4304 --- 22,6947Sersa 0,2254 --- 0,5734 --- 0,2012 --- 17,560

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 Eléctrico.

FC = Factor de Compensación para Sistemas Aislados.

FD2 = Factor por variación del precio del petróleo Diesel Nº 2.

FR6 = Factor por variación del precio del petróleo Residual Nº 6.

FPGN = Factor por variación del precio del Gas Natural.

FCB = Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso.

PD2 = SEIN: El menor valor de comparar el precio de referencia ponderado que publique OSINERGMIN y el precio fi jado por PetroPerú S.A., del Petróleo Diesel Nº 2, en el punto de venta de referencia, al último día del

mes anterior, en S/./Gln. Sistemas Aislados: El precio fi jado

por PetroPerú S.A. del Petróleo Diesel Nº 2, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S/./Gln.

PD2o = Precio inicial del Petróleo Diesel Nº 2, en S/./Gln, según el Cuadro Nº 5.

PR6 = SEIN: El menor valor de comparar el precio de referencia ponderado que publique OSINERGMIN y el precio fi jado por PetroPerú S.A., del petróleo Residual Nº 6, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S/./Gln.

Sistemas Aislados: El precio fi jado por PetroPerú S.A. del petróleo Residual Nº 6, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S/./Gln.

PR6o = Precio inicial del Petróleo Residual Nº 6, en S/./Gln, según el Cuadro Nº 5.

PCB = Precio de referencia de importación del Carbón Bituminoso, al último día del mes anterior, en US$./Ton.

PCBo = Precio inicial del Carbón Bituminoso, en US$/Ton, según el Cuadro Nº 5.

Cuadro Nº 5Sistema Punto de

VentaPrecio Inicial (1)

Eléctrico deReferencia

Diesel Nº 2PD2o

(S/./Gln.)

Residual Nº 6PR6o

(S/./Gln.)

CarbónBituminoso

PCBo(US$/Ton.)

SEIN Callao 5,8129 3,2600 73,53SISTEMAS AISLADOS

Electronorte, Emseusa El Milagro 6,1129 --- ---Electro Oriente, Sersa Iquitos 6,7629 4,52 ---Electro Puno, Electro Sur Medio, Hidrandina, Seal Callao 6,1029 --- ---

Electro Sur Este Cusco 6,4583 --- ---

Notas:

(1) Precios de combustibles determinados de acuerdo con lo establecido en el Artículo 124º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.18

17 En el caso de los Sistemas Aislados estos factores son aplicables a los Precios en Barra de los Sistemas Aislados defi nidos en los Cuadros Nº 1 y Nº 7.

18 Artículo 124º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por D.S. 009-93-EM.-…c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y

condiciones que se señala en el Artículo 50º de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERGMIN; para los sistemas aislados sólo se tomará el precio del mercado interno. Para el caso del carbón, el precio de referencia de importación que publique OSINERGMIN será considerado como precio del mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes.


PGN = Precio Límite Superior del Gas Natural, expresado en Nuevos Soles/MMBtu utilizando el TC; el cual se establecerá de acuerdo a lo señalado en el “Procedimiento para la Determinación del Precio Límite Superior del Gas Natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra”.

PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 6,6560 S/./MMBtu.

Los factores FTC y FPM son los defi nidos en el numeral 1.1

1.3 ACTUALIZACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN UNITARIO AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (PCSPT)

Los Cargos de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) serán actualizados utilizando la siguiente fórmula de reajuste:

PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT (14)FAPCSPT = l * FTC + m * FPM (15)

l = 0,3712 m = 0,6288

Donde:

PCSPT0 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, publicado en la presente Resolución, en S/./kW-mes.

PCSPT1 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, actualizado, en S/./kW-mes.

FAPCSPT= Factor de Actualización del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión.

Los factores FTC y FPM son los defi nidos en el numeral 1.1

Para el caso del Sistema Principal de Transmisión perteneciente a REP, Transmantaro, Redesur e ISA, y el cargo por Cargo por Garantía por Red Principal TGP y GNLC, se considerará l = 1,000 y m = 0,000.

2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

Las Fórmulas de Actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, y separadamente:

a. Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.- Cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM, FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE, FACPSEE) en el SEIN se incremente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización;

b. Para los Sistemas Aislados.- Cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM) en cualquiera de los Sistemas Aislados 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 1º, 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 1º, 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 OSINERGMIN 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 3º.- Fíjese las Compensaciones Anuales a asignar a cada una de las empresas distribuidoras que suministra energía eléctrica a usuarios regulados en los Sistemas Aislados, en cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 30º de la Ley Nº 28832 y el Artículo 5º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado por Decreto Supremo Nº 069-2006-MEM, según se indica:

Cuadro Nº 6Empresa Distribuidora Compensación Anual

(Nuevos Soles)% Participación

Adinelsa 220 886 0,33%Chavimochic 42 765 0,06%Edelnor 244 731 0,36%Edelsa 30 633 0,05%Egepsa 72 271 0,11%Electro Oriente 50 156 606 74,39%Electro Pangoa 105 630 0,16%Electro Puno 43 779 0,06%Electro Sur Este 7 857 325 11,65%Electro Sur Medio 11 376 0,02%Electro Ucayali 142 704 0,21%Electrocentro 2 057 930 3,05%Electronorte 3 474 097 5,15%Emseusa 316 042 0,47%Hidrandina 1 039 168 1,54%Seal 758 473 1,12%Sersa 851 585 1,26%TOTAL19 67 426 000 100,00%

Artículo 4º.- Fíjese los siguientes Precios en Barra Efectivos que aplicará cada distribuidor que suministra energía eléctrica a usuarios regulados en los Sistemas Aislados, en cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 30º de la Ley Nº 28832 y el Artículo 5º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado por Decreto Supremo Nº 069-2006-MEM, según se indica:

19 Monto Específi co anual determinado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial Nº 108-2007-MEM/DM, que será aplicado en el período comprendido entre el 1 de mayo de 2007 y el 30 de abril de 2008.


Cuadro Nº 7Subestaciones Base Tensión

kVPPM

S/./kW-mesPEMP

ctm. S/./kW.hPEMF

ctm. S/./kW.hAdinelsa MT 22,51 15,58 15,58Chavimochic MT 22,51 15,58 15,58Edelnor MT 22,51 15,58 15,58Edelsa MT 22,51 15,58 15,58Egepsa MT 22,51 15,58 15,58Electro Oriente MT 22,51 16,74 16,74Electro Pangoa MT 22,51 15,58 15,58Electro Puno MT 22,51 16,12 16,12Electro Sur Este MT 22,51 18,05 18,05Electro Sur Medio MT 22,51 16,12 16,12Electro Ucayali MT 22,51 15,58 15,58Electrocentro MT 22,51 15,58 15,58Electronorte MT 22,51 16,02 16,02Emseusa MT 22,51 16,33 16,33Hidrandina MT 22,51 15,58 15,58Seal MT 22,51 15,90 15,90Sersa MT 22,51 16,87 16,87

Artículo 5º.- Los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empresas distribuidoras, serán calculados de acuerdo a lo siguiente:

• Para los usuarios regulados del SEIN, se utilizará el Precio a Nivel Generación a que hace referencia el Artículo 29º de la Ley Nº 28832, según lo establecido en el Artículo 63º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

• Para los usuarios regulados de los Sistemas Aislados, se utilizará los Precios en Barra Efectivos a que hace referencia el Artículo 5º del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, determinados en el Artículo 4º de la presente resolución, según lo establecido en el “Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 167-2007-OS/CD.

En el caso de producirse reajustes en los precios máximos, éstos entrarán en vigencia el cuarto día de cada mes.

Artículo 6º.- Las empresas generadoras están obligadas a comunicar por escrito a las empresas distribuidoras y al OSINERGMIN, previos a su aplicación, sus pliegos tarifarios debidamente suscritos por sus representantes legales, bajo responsabilidad.

Artículo 7º.- El procedimiento de actualización tarifaria señalado en el Artículo 2º de la presente Resolución es aplicable a partir del 1º de mayo del presente año.

Artículo 8º.- 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 Nº 8Bloque ctm. S/./kVARhPrimero 1,276Segundo 2,424Tercero 3,575

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 defi nido en el numeral 1.1 del Artículo 2º de la presente Resolución, en la misma oportunidad en que se reajusten los Precios en Barra en los respectivos sistemas eléctricos.

Artículo 9º.- 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 Precio en Barra del Sistema Aislado Electro Puno y 30% Precio en Barra del Sistema Aislado Electrocentro, defi nidos en el Cuadro Nº 1).

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 10º.- El Precio Promedio de la Energía a nivel Generación (PPEG) a que se refi ere el Artículo 107º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas20

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. Electrocentro.

Artículo 11º.- Fíjese el valor del Costo de Racionamiento en 79,600 céntimos de S/./kWh para todos los sistemas eléctricos.

20 Artículo 107º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.– 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.


Artículo 12º.- Fíjese en US$ 61 963 037 el monto de la Remuneración Anual Garantizada y en US$ 4 317 241 el monto de la Remuneración Anual por Ampliaciones que le corresponde percibir a la empresa Red de Energía del Perú S.A. para el período anual comprendido entre el 1 de mayo de 2007 y el 30 de abril de 2008.

Artículo 13º.- Fíjese los valores del Peaje por Conexión y del Ingreso Tarifario Esperado para el Sistema Principal de Transmisión (SPT) de los Sistemas que se indican, en:

Cuadro Nº 9Sistema de Transmisión Peaje por Conexión

(S/.)Ingreso Tarifario Esperado (S/.)

SPT de REP 63 704 546 691 560SPT de San Gabán 342 495 0SPT de Antamina 532 244 0SPT de Eteselva 9 456 109 0SPT de Redesur 36 045 247 116 218SPT de Transmantaro 86 449 499 8 554 579SPT de ISA 28 767 184 198 786

Los Peajes por Conexión serán actualizados mediante el factor FAPCSPT (numeral 1.3 del Artículo 2º de la presente Resolución) y según lo señalado en el Artículo 15º de la presente Resolución.

Artículo 14º.- Las Condiciones de Aplicación de los Precios en Barra son las fi jadas en la Resolución Nº 015-95 P/CTE y sus modifi catorias, en tanto no se opongan a lo establecido en la presente Resolución.

Artículo 15º.- Cuando se incorporen nuevas líneas de transmisión que originen cambios en los Peajes por Conexión de los sistemas principales de transmisión, dichos cambios entrarán en vigencia el cuarto día del mes siguiente de la entrada en operación comercial de la respectiva instalación.

Los concesionarios de generación o transmisión, comunicarán al OSINERGMIN la fecha de entrada en operación comercial de las respectivas instalaciones de transmisión o generación con un mínimo de 15 días calendario de anticipación, bajo responsabilidad.

Para la actualización de los valores base de los peajes por transmisión (PCSPT, CPSEE), los interesados podrán recabar del OSINERGMIN la información mencionada en el párrafo anterior.

Artículo 16º.- En los casos en que la presente resolución haga referencia a factores de pérdidas, a cargos por peaje secundario de transmisión y a factores de actualización de dichos cargos, deberá entenderse que estos corresponden a los aprobados mediante la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y sus modifi catorias, la Resolución OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD y sus modifi catorias.

Artículo 17º.- La presente resolución entrará en vigencia a partir del 1º de mayo de 2007.

Artículo 18º.- Deróguese las disposiciones que se opongan al cumplimiento de la presente resolución.

Artículo 19º.- Incorpórese los Nº 0107-2007-GART, Nº 0113-2007-GART, Nº 0116-2007-GART y Nº 0117-2007-GART; Anexo 1, Anexo 2, Anexo 3 y Anexo 4, como parte de la presente resolución.

Artículo 20º.- La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Ofi cial El Peruano. Igualmente deberá ser consignada, junto con los Anexos, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe


EXPOSICIÓN DE MOTIVOS DE LARESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO


OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD

Conforme lo dispone la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley Nº 25844, están sujetas a regulación de precios, las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución, destinadas al Servicio Público de Electricidad, debiendo el OSINERG fi jar anualmente los Precios en Barra y sus respectivas fórmulas de actualización, las mismas que deben entrar en vigencia en el mes de mayo de cada año.

Mediante la Ley Nº 27838 de fecha 4 de octubre de 2002, se aprobaron mecanismos adicionales a los ya establecidos en la normatividad especial, con el objeto de garantizar la mayor transparencia en el proceso de fi jación de tarifas reguladas, estableciéndose, específi camente, un procedimiento de determinación de tarifas.

En cumplimiento de tal obligación, OSINERGMIN contempló las etapas para el procedimiento de fi jación de Precios en Barra, dentro del Anexo A de la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD que incluye los distintos procedimientos regulatorios que lleva a cabo a través de su Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria.

Mediante la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, se han establecido diversos criterios para la regulación que han sido tomados en cuenta en la presente fi jación tarifaria, como es el caso de la comparación de precios verifi cando que los Precios en Barra no difi eran en más de diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones que prevé la referida ley, así como los criterios aplicables a la regulación de tarifas para sistemas aislados, entre otros.

Así, en concordancia con la Ley de Concesiones Eléctricas y sus modifi catorias, su Reglamento y la Ley Nº 27838, la Ley Nº 28832 y tomando en cuenta que a la fecha no se han constituido los subcomités que prevé la Ley Nº 28832; el COES-SINAC presentó el Estudio Técnico Económico que contiene su propuesta tarifaria, correspondiente al período Mayo 2007 – Abril 2008, respecto de la cual se ha cumplido con todos los pasos enmarcados en el procedimiento antes mencionado, tales como: publicación del referido estudio, realización de audiencias públicas, presentación y absolución de observaciones, prepublicación del proyecto de resolución que fi ja los Precios en Barra y análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados sobre tal proyecto.

En aplicación de la función reguladora del OSINERGMIN, se procede a publicar la presente resolución que establece los Precios en Barra para el período Mayo 2007 – Abril 2008. Esta resolución cumple con fi jar los distintos valores y precios que establece la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, y que son los siguientes:

a) Los Precios en Barra y sus fórmulas de actualización tarifaria.

b) El Precio Promedio de Energía a nivel Generación (PPEG) a que se refi ere el Artículo 107º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

c) El valor del Costo de Racionamiento según lo dispone el Artículo 52º, literal t), del Reglamento General del OSINERG.

d) El monto de la Remuneración Anual Garantizada que le corresponde percibir a la Empresa Red de Energía del Perú S.A.

e) El Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario Esperado para el Sistema Principal de Transmisión, conforme lo disponen los Artículos 136º y 137º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

f) El cargo por Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea.

Los valores y precios señalados se encuentran debidamente sustentados en los Informes Técnicos Nº 0107-2007-GART y Nº 0113-2007-GART y Legales Nº 0116-2007-GART y Nº 0117-2007-GART.



EN ENERGÍA Y MINERÍAOSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD


VISTOS:

El Informe Técnico Nº 0112-2007-GART, de la Gerencia de Generación y Transmisión Eléctrica del OSINERGMIN; así como, los Informes Nº 0111-2007-GART, Nº 0114-2007-GART y Nº 0115-2007-GART, de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria;

CONSIDERANDO:

Que, mediante el Artículo 62º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas1, se dispuso que las tarifas y compensaciones correspondientes a las instalaciones pertenecientes al Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”), sean fi jadas por el OSINERG (hoy OSINERGMIN);

Que, los criterios y metodologías que utiliza el OSINERGMIN para efectuar la regulación tarifaria de los SST , fueron reglamentados y precisados, entre otros, mediante los artículos 128º y 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas;

Que, el OSINERGMIN emitió la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada por Resolución del Consejo Directivo Nº 001-2003-OS/CD, en la cual se estableció como Anexo B, el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, (en adelante “PROCEDIMIENTO”). Dicho anexo fue posteriormente modifi cado por Resolución del Consejo Directivo Nº 262-2004-OS/CD, disponiéndose que el período de vigencia de las tarifas y compensaciones del SST, tenga un período de vigencia de 4 años. Asimismo, dicha resolución estableció que lo allí dispuesto es aplicable a las regulaciones que se efectúen a partir del período mayo 2007. Por último, se dispuso que la regulación del año 2005 se efectuara sobre la normatividad vigente en aquel momento, teniendo como período de vigencia mayo de 2005 hasta abril del año 2007;

Que, el PROCEDIMIENTO correspondiente al Período 2007-2011, se inició el 31 de marzo del año 20062 con la presentación de las propuestas tarifarias de los titulares de los SST, y se ha venido desarrollando cumpliéndose cada una de las etapas previstas en el mismo, tales como la publicación de las citadas propuestas; la realización de la Audiencia Pública para la presentación y sustento de las propuestas por parte de los titulares de los SST; la formulación de las observaciones a los estudios por parte del OSINERGMIN; la absolución de las observaciones por parte de los agentes involucrados en dicha fi jación tarifaria; la prepublicación del proyecto de resolución que fi ja las tarifas y compensaciones y la relación de la información que la sustenta; la realización de la Audiencia Pública en que se sustentaron los criterios, metodología y modelos económicos utilizados por el OSINERGMIN y el análisis de las opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la mencionada prepublicación;

Que, mediante Resolución OSINERG Nº 001-2007-OS/CD, se postergó la aprobación de la resolución que ordenaba la prepublicación de los proyectos de resoluciones que fi jan las Tarifas y Compensaciones de los SST correspondiente al período 2007 al 2011, así como, de la relación de la información que la sustenta, a que se refi ere el literal “j” del PROCEDIMIENTO, hasta que se complete el quórum correspondiente que permita dicha aprobación;

Que, no obstante, una vez recobrado el quórum a que se refi ere el considerando anterior; mediante Resolución OSINERGMIN Nº 009-2007-OS/CD, y atendiendo a lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 005-2007-EM, se dispuso la suspensión del PROCEDIMIENTO correspondiente al Período 2007-2011, así como del

“Procedimiento para Fijación de Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión involucrados con la entrada en operación de la Central Térmica de Chilca”;

Que, asimismo, en el Artículo 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 009-2007-OS/CD, se señala que de conformidad con lo estipulado en el Artículo 2º del Decreto Supremo Nº 005-2007-EM, la suspensión no alcanza a las empresas concesionarias de transmisión eléctrica que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, las que continuarán rigiéndose por lo dispuesto en sus propios contratos de concesión, inclusive aplicando los Artículos 128º y 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de nuevas instalaciones;

Que, en razón de los considerandos precedentes, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 074-2007-OS/CD se dispuso la publicación del proyecto de resolución que fi ja las Tarifas y Compensaciones para los SST correspondiente al período 2007-2011, para las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM;

Que, conforme al PROCEDIMIENTO, el día 12 de marzo del presente se llevó a cabo una Audiencia Pública descentralizada convocada por el OSINERGMIN en la que se expuso y sustentó los Criterios, Metodología y Modelos Económicos empleados por el OSINERGMIN;

Que, el 19 de marzo fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución a que se refi ere el considerando anterior, habiéndose recibido, al respecto, las opiniones y sugerencias de ENERSUR S.A. Interconexión Eléctrica ISA PERU S.A., Red Eléctrica del Sur S.A., Red de Energía del Perú S.A. y GLOBELEQ., las cuales han sido publicadas en la página WEB del OSINERGMIN y cuyo análisis se realiza en el Informe 112-2007-OS/CD;

Que, en tal sentido, corresponde publicar la resolución que fi ja las Tarifas y Compensaciones para los SST correspondiente al Período 2007-2011, para las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, conforme lo establece el Ítem m) del PROCEDIMIENTO;

1 El Artículo 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas, modifi cado por la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, establece lo siguiente:

“Artículo. 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.

Las discrepancias que difi culten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del Sistema Secundario de Transmisión como del Sistema de Distribución serán resueltas por OSINERG.

Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la siguiente manera:

a. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión existente son remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores;

b. Si se trata de instalaciones que transfi eren electricidad desde una barra del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor fi nal son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente;

c. Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario de Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por OSINERG conforme se señala en el Reglamento.

2 Mediante Resolución OSINERG Nº 074-2006-OS/CD, publicada el 17 de febrero de 2006, se dispuso que el procedimiento para la fi jación tarifaria del período mayo 2007 - abril 2011 se iniciaría por esa única vez, antes del 1 de abril de 2006.


Que, de otro lado, en lo referente al numeral 5.2 “Pago de los Consumidores” del Anexo Nº 7 del Contrato de Concesión3 de REP, cabe señalar que el procedimiento para determinar el Cargo de Peaje Secundario Equivalente en Energía “CPSEE”, toma en cuenta los valores de Peajes Secundario de Transmisión y de la Demanda correspondientes a un único año “n”. En tal sentido, dicho procedimiento de cálculo para determinar los peajes unitarios a ser sufragados por los consumidores que se alimentan desde los SST de REP, difi ere con el procedimiento establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas4, con el cual se fi jó, mediante Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD, en la regulación tarifaria anterior, las tarifas de los SST vigentes;

Que, en ese orden de ideas, en caso de aplicar la metodología descrita en el numeral 5.2 citado en el considerando anterior, se estaría efectuando un trato discriminatorio a los usuarios que se alimentan desde los Sistemas Secundarios de Transmisión de REP con respecto a todos los demás usuarios. Ello constituye un motivo indispensable para que en aplicación del último párrafo del referido numeral 5.25, el OSINERGMIN disponga que se prolongue la vigencia de las tarifas y compensaciones, fi jadas mediante Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD, que deben pagar los usuarios que se alimentan desde los SST de REP, resaltando que dicho procedimiento, no altera el cálculo del valor de la RA2(n) ni el cálculo de la RA1(n);

Que, el Informe Nº 112-2007-GART, contiene los antecedentes, criterios y resultados que sustentan la presente resolución tarifaria, que incluye los cálculos, el fundamento y los requerimientos referidos en los considerados anteriores, complementando la motivación que sustenta la decisión del OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3º, numeral 4 de la Ley del Procedimiento Administrativo General;

Que, asimismo, se ha emitido los Informes Nº 111-2007-GART, Nº 114-2007-GART y Nº 115-2007-GART, elaborado por la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria; y que forma parte de la relación de información que sustenta la presente resolución;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, el Decreto Supremo Nº 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, la Resolución del Consejo Directivo Nº 001-2003-OS/CD, “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, el Decreto Supremo Nº 005-2007-EM y la Resolución OSINERGMIN Nº 009-2007-OS/CD.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar, para el período del 1 de mayo de 2007 al 30 de abril de 2011, las siguientes tarifas correspondientes a la Transmisión Secundaria de las empresas Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., Red Eléctrica del Sur S.A. y Red de Energía del Perú S.A., según el detalle siguiente:

1 PEAJES EN SUBESTACIONES DE REFERENCIA

Las Subestaciones de Referencia están constituidas por las Subestaciones Base y las Subestaciones de Centrales Generadoras. Las Subestaciones Base son aquellas publicadas en el Cuadro Nº 1 de la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD, que aprueba las correspondientes Tarifas en Barra.

1.1 PEAJES POR TRANSMISIÓN SECUNDARIA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

Los Cargos de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE), expresados en ctm. S/./kW.h., de las Subestaciones Base del SEIN, correspondientes a las instalaciones secundarias señaladas en el Cuadro Nº 1, son:

Cuadro Nº 1

Subesta-cionesBase

TensiónKV

SistemasEléctricos a los que se aplica el

cargo [1]

InstalacionesSecundarias

CargoCPSEE

Ctm.S/./kW.h

Tacna 66 Tacna, Tomasiri, Yarada y Tarata

SST Tacna - Transf. 220/66/10 kV; 50 MVA

[2]0,6206

Pucallpa 60 Pucallpa, Campo Verde

SST Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kV, Reactor

8MVAR[2]

2,3166

ParamongaExistente 138 Paramonga SST Paramonga Nueva 220/138 kV

[3] 0,0783

Todas las SubestacionesBase

Todos del SEIN 2da Terna Línea 220 kV Zapallal

– Chimbote 1[4]

0,0262

Ica 220 Ica SST Independencia - Ica220 kV 0,1272

Marcona 220

Nazca, Palpa, Puquio, Palpa

Rural,Puquio

Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo,

Pausa y Bella Unión

SST Independencia - Ica220 kV 0,1272

SST Ica - Marcona 220 kV 0,5743

TOTAL 0,7015

[1] El CPSEE es aplicable a todos los consumidores fi nales de electricidad, sean estos sujetos o no a regulación de precios por la energía o potencia que consumen, y se encuentren conectados en los sistemas eléctricos señalados o se conecten directamente a las Subestaciones Base y en los niveles de tensión indicados.

[2] Los cargos correspondientes a estas instalaciones incluyen el resultado de la liquidación anual de los respectivos contratos BOOT.

[3] Este cargo debe adicionarse al cargo correspondiente al “SST Paramonga Nueva-Paramonga Existente”.

[4] Estos cargos deberán ser aplicados a partir de la fecha de puesta en servicio de las instalaciones de transmisión secundaria que están señaladas en la cuarta columna del Cuadro Nº 1. La referida fecha de puesta en servicio deberá ser comunicada previamente por el COES-SINAC.

3 Conforme a la Minuta modifi catorio de fecha 26 de julio de 2006 y elevado a escritura pública con Kardex Nº 11154.

4 Para el cálculo de los peajes unitarios en aplicación del Artículo 139º del Reglamento de la LCE se toma en cuenta los datos de un horizonte de 15 años y no únicamente los datos de un año como fi gura en el Contrato de Concesión.

5 El último párrafo del numeral 5.2 del Anexo 7 del Contrato, establece que “elprocedimiento para el cálculo de las compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión, o cualquier parte de la metodología descrita para este fi n, podrán ser modifi cados por el OSINERG, cuando resulte indispensable o lo dispongan las Leyes Aplicables, sin alterar el valor del RA2(n) y sin afectar el cálculo de RA1(n)”.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, miércoles 11 de abril de 2007 Pág. 3432592 PEAJES EN SUBESTACIONES DIFERENTES A LAS

SEÑALADAS EN EL NUMERAL 1

Se defi ne:

MAT : Muy Alta Tensión, mayor a 100 kV.

AT : Alta Tensión, igual o mayor que 30 kV y menor o igual a 100 kV.

MT : Media Tensión, mayor que 1 kV y menor a 30 kV.

Zona : Zona de demanda que es atendida por un conjunto de instalaciones que corresponden a uno o más titulares de transmisión secundaria y deben ser remuneradas por todos los consumidores (libres y regulados) que conforman dicha zona de demanda.

2.1 PEAJES POR TRANSMISIÓN SECUNDARIA PARA EMPRESAS ESPECÍFICAS

El Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE) que considera los cargos de transporte y transformación hasta el nivel correspondiente, será igual a los valores que se indican en el Cuadro Nº 2.

Cuadro Nº 2

ZonaSistemas Eléctri-cos a los que se

aplica el cargo [1]

Titulares de SST

CBPSE en Puntos de Venta de Energía(ctm. S/./ kW.h)

a) En MAT (acumulado)

b) En AT (acumulado)

c) En MT (acumulado)

SUR MEDIO

Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa

Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña,

Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala

REP (Marcona 220/60,

Marcona 60 – San Nicolas

60 kV)

- 0,1386 0,1959

[1] El CBPSE es aplicable a todos los consumidores fi nales de electricidad, sean estos sujetos o no a regulación de precios por la energía o potencia que consumen, y se encuentren conectados en los sistemas eléctricos señalados y en los niveles de tensión indicados. Este cargo se debe añadir a los CBPSE vigentes de los sistemas señalados, fi jados mediante la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y sus modifi catorias.

Las siguientes consideraciones se aplican al cargo señalado en el Cuadro Nº 2:

• El precio de la energía en una barra de un SST resulta de multiplicar las Tarifas en Barra de la energía de la Subestación Base del SEIN desde la que se alimenta, por el respectivo Factor de Pérdidas Marginales de Energía (FPME), defi nido más adelante en el numeral 3.1 del presente artículo, agregando a este producto el Cargo CBPSE acumulado al nivel de tensión de la barra del SST para la cual se quiere determinar el precio de la energía.

• El precio de la potencia en una barra de un SST resulta de multiplicar las Tarifas en Barra de la potencia de la Subestación Base del SEIN desde la que se alimenta, por el respectivo Factor de Pérdidas Marginales de Potencia (FPMP), defi nido más adelante en el numeral 3.2 del presente artículo.

• La Tarifa en Barra que aplicarán los generadores por las ventas de energía en las barras de Alta Tensión o Media Tensión, a las empresas titulares de los SST indicados, no deben incluir el cargo CBPSE fi jados para los mismos SST.

3 FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES POR TRANSMISIÓN

3.1 FACTOR DE PÉRDIDAS MARGINALES DE ENERGÍA (FPME)

3.1.1 Para la empresa señalada en el numeral 2.1

El Factor de Pérdidas Marginales de Energía FPME es el siguiente:

Cuadro Nº 3

Empresa FPME en Puntos de Venta de Energíaa) En AT (acumu-

lado)b) En MT (acumu-

lado)REP [1] 1,0019 1,0022

[1] Estos factores se deben multiplicar a los respectivos factores de pérdidas fi jados en la Resolución OSINERG Nº 065-2005 y sus modifi catorias para los sistemas eléctricos Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala

3.2 FACTOR DE PÉRDIDAS MARGINALES DE POTENCIA (FPMP)

3.2.1 Para la empresa señalada en el numeral 2.1

El Factor de Pérdidas Marginales de Potencia FPMP es el siguiente:

Cuadro Nº 4

Empresa FPMP en Puntos de Venta de Energíaa) En AT

(acumulado)b) En MT

(acumulado)REP [1] 1,0206 1,0237

[1] Estos factores se deben multiplicar a los respectivos factores de pérdidas fi jados en la Resolución OSINERG Nº 065-2005 y sus modifi catorias para los sistemas eléctricos Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala

4 GRAVÁMENES E IMPUESTOS

Las tarifas de la presente resolución, o sus actualizaciones, de acuerdo con las Fórmulas de Actualización del Artículo 3º, no incluyen impuestos o tributos que sean de cargo de los clientes.

Artículo 2º.- Aprobar, para el período del 1 de mayo de 2007 al 30 de abril de 2011, las compensaciones correspondientes a la Transmisión Secundaria de las empresas Red Eléctrica del Sur S.A. y Red de Energía del Perú S.A., según el detalle siguiente:

1. COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUNDARIO DE REP

1.1 COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUNDARIO DE GENERACIÓN / DEMANDA

Los titulares de las centrales de generación del SEIN pagarán, a Red de Energía del Perú S.A., las compensaciones por el uso de las instalaciones del sistema secundario de Generación / Demanda señaladas en el Cuadro Nº 5, a partir de la fecha de su puesta en servicio:

Cuadro Nº 5

Código De A Compensación Instalación Subestación Subestación (Nuevos

Soles / Mes)L- 2da Terna Zapallal Chimbote 1 139 990


Para tal fi n, se utilizará el método de los “Factores de Distribución Topológicos” que se describe en el documento de Janusz Bialek “Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access” publicado en el IEEE Transactions on Power Systems - Vol 12 - Nº 3 - August 1997, el mismo que será aplicado por Red de Energía del Perú S.A.

1.2 COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUNDARIO CHILCA – SAN JUAN

Los titulares de las centrales de generación del SEIN pagarán, a Red de Energía del Perú S.A., las compensaciones por el uso de las instalaciones del Sistema Secundario comprendido por las Líneas de Transmisión 220 kV Chilca-San Juan, a partir de la fecha de su puesta en servicio, de acuerdo con lo que se indica en el Cuadro Nº 6:

Cuadro Nº 6

Item DESCRIPCIÓNELEMENTO

CompensaciónMensual

(Nuevos Soles / Mes)

Responsable de Pago

1 L.T. Chilca – San Juan LT-2093 308 851 Factores de distribucióntopológicos

2 L.T. Chilca – San Juan LT-2094 308 8513 L.T. Chilca – San Juan LT-2095 308 8514 2 Celdas 220 kV de conexión a la

CT Chilca de Enersur 94 934 Titular de la central termoeléctrica Chilca

5 2 Celdas 220 kV de conexión a la CT Kallpa de Globeleq 94 934 Titular de la central

termoeléctrica Kallpa

Para los ítems 1, 2 y 3 se utilizará el método de los “Factores de Distribución Topológicos” que se describe en el documento de Janusz Bialek “Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access” publicado en el IEEE Transactions on Power Systems - Vol 12 - Nº 3 - August 1997, el mismo que será aplicado por Red de Energía del Perú S.A.

1.3 COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUNDARIO MANTARO - LIMA

Los titulares de las centrales de generación del SEIN pagarán, a Red de Energía del Perú S.A., las compensaciones por el uso de las instalaciones secundarias del Sistema Secundario Mantaro-Lima, de acuerdo con lo que se indica en el Cuadro Nº 7:

Cuadro Nº 7

DESCRIPCIÓNELEMENTO

Compensación Mensual(Nuevos Soles / Mes)

Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 1 238 670Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 383 054Huancavelica - Independencia (L203-L231) 1 191 755Pachachaca - San Juan (L205-L206) 816 328Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 1 084 138Mantaro - Huayucachi (L220) 300 149Huayucachi - Zapallal (L221) 941 302Pachachaca - Purunhuasi (L222-L223) 562 804Celda en Purunhuasi (L716) 39 292Independencia – Chilca (L207) 551 883Independencia – Chilca (L208) 555 268Celdas en Chavarría (L2008-2015) 52 324

Para tal fi n, se utilizará el método de los “Factores de Distribución Topológicos” que se describe en el documento de Janusz Bialek “Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access” publicado en el IEEE Transactions on Power Systems - Vol 12 - Nº 3 - August 1997, el mismo que será aplicado por Red de Energía del Perú S.A.

1.4 COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUNDARIO DE PARAMONGA NUEVA

El titular de la central de generación eléctrica CAHUA pagará a Red de Energía del Perú S.A., una

compensación mensual equivalente a 48 353 nuevos Soles/mes por el uso del autotransformador, 220/132/66 kV, sus correspondientes celdas de conexión y la celda de la línea L-1101, ubicados en la Subestación Paramonga Nueva.

1.5 COMPENSACIONES POR CELDA DE CONEXIÓN 220 KV EN LA SE VENTANILLA

El titular de la central de generación termoeléctrica Ventanilla pagará a Red de Energía del Perú S.A., una compensación mensual equivalente a 23 489 nuevos Soles/mes por el uso de una celda de 220 kV, ubicada en la Subestación Ventanilla.

2. COMPENSACIONES POR EL SISTEMA SECUNDARIO DE REDESUR

Los titulares de las centrales de generación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional pagarán a Red Eléctrica del Sur S.A. una compensación mensual por la transformación de la S.E. Puno 220/138/10 kV, equivalente a 114 178 Nuevos Soles / mes.

Para tal fi n, se utilizará el método de los “Factores de Distribución Topológicos” que se describe en el documento de Janusz Bialek “Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access” publicado en el IEEE Transactions on Power Systems - Vol 12 - Nº 3 - August 1997, el mismo que será aplicado por Red Eléctrica del Sur S.A.

Artículo 3º.- Aprobar, para el período del 1 de mayo de 2007 al 30 de abril de 2011, las Fórmulas de Actualización correspondientes a las tarifas y compensaciones por el Sistema Secundario de Transmisión a que se refi eren los Artículos 1º y 2º de la presente resolución, según lo siguiente:

1 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN TARIFARIA

1.1 ACTUALIZACIÓN DEL CARGO DE PEAJE SECUNDARIO POR TRANSMISIÓN EQUIVALENTE EN ENERGÍA (CPSEE) PARA LOS SST SEÑALADOS EN EL NUMERAL 1.1 DEL ARTÍCULO 1º

El cargo CPSEE será actualizado utilizando la siguiente fórmula de actualización:

Se defi ne:

CPSEE1 = CPSEE0 * FACPSEE (1)

FACPSEE = a * FTC + b * FPM (2)

FTC = TC / TC0 (3)

FPM = IPM / IPM0 (4)

Donde:

CPSEE0 = Cargo CPSEE, publicados en el Artículo 1º de la presente resolución y expresado en ctm. S/./kW.h.

CPSEE1 = Cargo CPSEE actualizado y expresado en ctm. S/./kW.h.

FACPSEE = Factor de Actualización del Cargo CPSEE

FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.

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 por 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 Ofi cial El Peruano.

TC0 = Tipo de Cambio inicial igual a S/. 3,184 por US Dólar.

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 Ofi cial El Peruano.

IPM0 = Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 172,710490.

En el siguiente Cuadro Nº 8 se consignan los coefi cientes a emplearse en las fórmulas de actualización de tarifas de cada una de las instalaciones donde se aplicará el cargo CPSEE

Cuadro Nº 8Instalaciones

Secundarias del CPSEE a b

SST Tacna - Transf. 220/66/10 kV; 50 MVA 1,0000 -SST Aguaytía – Pucallpa, S.E. Aguaytía

220/60/10kV, S.E. Pucallpa 138/60/10kV, Reactor 8MVAR

1,0000 -

SST Paramonga Nueva 220/138 kV 0,4297 0,57032da Terna Línea 220 kV Zapallal – Chimbote 1 0,4025 0,5975

SST Independencia - Ica 220 kV 0,2964 0,7036SST Ica - Marcona 220 kV 0,2831 0,7169

1.2 ACTUALIZACIÓN DEL CARGO BASE DE PEAJE SECUNDARIO POR TRANSMISIÓN EN ENERGÍA (CBPSE) PARA LAS EMPRESAS SEÑALADAS EN EL NUMERAL 2.1 DEL ARTÍCULO 1º

Los Cargos CBPSE serán actualizados utilizando la siguiente fórmula de actualización:

Se defi ne:

CBPSE1 = CBPSE0 * FACBPSE (5)

FACBPSE = a * FTC + b * FPM (6)

Donde:

CBPSE0 = Cargo CBPSE, publicado en el Artículo 1º de la presente resolución y expresado en ctm. S/./kW.h.

CBPSE1 = Cargo CBPSE, actualizado y expresado en ctm. S/./kW.h.

FACBPSE = Factor de Actualización del Cargo CBPSE.

En el siguiente Cuadro Nº 9 se consignan los coefi cientes a emplearse en las fórmulas de actualización de tarifas de cada una de las empresas ubicadas en cada zona donde se aplicará el cargo CBPSE

Cuadro Nº 9Zona Titulares de SST a b

SURMEDIO REP 0,4006 0,5994

1.3 ACTUALIZACIÓN DE LAS COMPENSACIONES DE LOS NUMERALES 1 y 2 DEL ARTÍCULO 2º

Las compensaciones a que se refi eren los numerales 1 y 2 del Artículo 2º anterior serán actualizadas mensualmente empleando las siguientes relaciones:

Se defi ne:

C M1 = C M0 * FACM (7)

FACM = a * FTC + b * FPM (8)

Donde:

C M0 = Compensaciones mensuales publicadas en los numerales 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5 y 2 del Artículo 2º de la presente resolución y expresadas en Nuevos Soles / mes.

C M1 = Compensaciones mensuales actualizadas y expresadas en Nuevos Soles / mes.

FACM = Factor de Actualización de las compensaciones mensuales.

En el siguiente Cuadro Nº 10 se consignan los coefi cientes a emplearse en las fórmulas de actualización de compensaciones mensuales por cada SST donde se aplicarán.

Cuadro Nº 10Compensaciones a b

L-2da Terna Zapallal – Chimbote 1 0,4025 0,5975SST Chilca - San Juan de REP 0,5615 0,4385

SST Mantaro - Lima de REP 0,5615 0,4385SST Paramonga Nueva 220/138 kV de REP 0,4297 0,5703

Celda 220 kV en la SE Ventanilla 0,5615 0,4385SST REDESUR 1,0000 -

Los factores FTC y FPM son los defi nidos en el numeral 1.1 del presente Artículo.

2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

2.1 APLICACIÓN DE LA ACTUALIZACIÓN DE LOS PEAJES

Las fórmulas de actualización, para los peajes por transmisión secundaria que se consignan en el Artículo 1º de la presente resolución, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, de acuerdo con el procedimiento señalado en el numeral 2 del Artículo 2º de la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD que aprueba las correspondientes Tarifas en Barra.

2.2 APLICACIÓN DE LA ACTUALIZACIÓN DE LAS COMPENSACIONES

Las fórmulas de actualización, para las compensaciones por transmisión secundaria que se consignan en el Artículo 2º de la presente resolución, se aplicarán mensualmente.

Artículo 4º.- El cargo CPSEE del Cuadro Nº 1 correspondiente a la 2da Terna Línea 220 kV Zapallal – Chimbote y las compensaciones de los numerales 1.1 y 1.2 del artículo 2º de la presente resolución serán reajustados en la liquidación anual de ingresos de Red de Energía del Perú S.A. siguiente a la fecha en que la auditoría prevista en el Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR determine los costos de inversión para estas instalaciones.

Artículo 5º.- Los peajes secundarios, sus fórmulas de actualización y los factores de pérdidas marginales consignados en la presente resolución, sustituyen a los correspondientes valores aprobados en la Resolución Nº 065-2005-OS/CD; así como, en sus respectivas modifi catorias.

Artículo 6º.- Para todas las instalaciones de transmisión secundaria no incluidas en la presente resolución se mantienen, para el período del 1 de mayo de 2007 al 30 de abril de 2011, las tarifas y compensaciones, sus fórmulas de actualización y los factores de pérdidas marginales fi jados mediante Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y sus modifi catorias.

Artículo 7º.- Toda la regulación de transmisión secundaria contenida en la presente resolución, con excepción de la establecida en el Artículo 2º y en el numeral 1.3 y 2.2 del Artículo 3º, es de aplicación obligatoria a todos los


consumidores fi nales estén o no sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen.

Artículo 8º.- Todos los ingresos originados por efecto de los factores de pérdidas marginales y los peajes de transmisión y transformación, que se determinen por aplicación de la presente resolución, serán transferidos como compensación por transmisión a los titulares de las correspondientes instalaciones de transmisión.

Artículo 9º.- En caso existieran acuerdos contractuales de compensación por el uso de las instalaciones secundarias de transmisión, anteriores a la expedición de la Ley Nº 27239, estos prevalecerán hasta la terminación de dichos contratos.

Artículo 10º.- La presente resolución entrará a regir a partir del 1º de mayo del año 2007.

Artículo 11º.- Incorpórese los Informes Nº 0111-2007-GART, Nº 0112-2007-GART, Nº 0114-2007-GART y Nº 0115-2007-GART; Anexo 1, Anexo 2, Anexo 3 y Anexo 4, como parte de la presente resolución.

Artículo 12º.- La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Ofi cial El Peruano. Igualmente deberá ser consignada, junto con sus Anexos, en la página WEB de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe


EXPOSICIÓN DE MOTIVOS DE LARESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO


OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD

El Artículo 3º de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, Ley Nº 27332, establece como una de las funciones de los Organismos Reguladores, la reguladora, la cual comprende la facultad de fi jar las tarifas de los servicios bajo su ámbito. Esta función es, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 27º del Reglamento General de OSINERGMIN, de competencia exclusiva del Consejo Directivo, y se ejerce a través de resoluciones. Ello se complementa con lo señalado en el literal p) del Artículo 52º de la misma norma que cita como una de las funciones del Consejo Directivo, la de fi jar, revisar y modifi car las tarifas y compensaciones de los sistemas de transmisión eléctrica,

con estricta sujeción a los procedimientos establecidos por la Ley de Concesiones Eléctricas.

Mediante el Artículo 62º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, se dispuso que las tarifas y compensaciones correspondientes a las instalaciones pertenecientes al sistema secundario de transmisión, sean fi jadas por OSINERGMIN.

Debido a lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 005-2007-EM, publicado el 13 de febrero de 2007, se procedió a suspender el “Procedimiento para fi jación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al Período 2007-2011”, en tanto se concluya con la reglamentación de la transmisión, a fi n de armonizar, sobre este aspecto, el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas con la Ley Nº 28832, según el objetivo del citado decreto supremo.

Asimismo, el mismo Decreto Supremo Nº 005-2007-EM, en su Artículo 2º, dispuso que, en el caso de las instalaciones del sistema secundario de transmisión, concesionadas por el Estado Peruano a empresas de transmisión eléctrica, al amparo del Texto Único Ordenado de las Normas con rango de Ley que regulan la Entrega en Concesión al Sector Privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos, aprobado por D.S. 059-96-PCM, éstas continuarán rigiéndose por lo dispuesto en sus propios contratos de concesión, inclusive aplicando los Artículos 128º y 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, para el caso de nuevas instalaciones.

En conclusión, el OSINERGMIN, mediante su Consejo Directivo, tiene la facultad de fi jar las tarifas y compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión, para empresas concesionarias que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, correspondiente al período 2007 – 2011

Para la determinación de las tarifas y compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión, para empresas concesionarias que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, se ha tenido en cuenta lo establecido en los respectivos contratos de concesión, sus respectivas Addendas modifi catorias y Cláusulas Adicionales, de ser el caso, habiendo aplicado supletoriamente, los principios y procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, que se encuentran establecidos en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE), su Reglamento, la Ley Nº 28832, Ley Para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, entre otras.

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