A) PRECIOS DE BARRA EN SUB-ESTACIONES BASE

S.E.B. Lima: constituida por las Barras Base Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan Electrolima 220 kV y San Juan ElectroPerú 220 kV.

S.E.B. Cusco: constituida por las Barra Base Dolorespata 138 kV, Quencoro 138 kV.

S.E.B. Típico A: aplicable a sistemas aislados con generación termoeléctrica diesel o sistemas mixtos con predominancia de potencia efectiva diesel mayor al 50%, y una demanda máxima anual menor que 12 MW.

S.E.B. Típico B: otros sistemas aislados.

B) PRECIOS DE BARRA EN SUB-ESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS

- Factor de pérdidas marginales de energía (FPME)

- Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP)

- Cargo base por peaje secundario (CBPS)

CBPS: Cargo base por peaje secundario, en S/./kW-mes.

a) CARGOS POR PERDIDAS MARGINALES DE POTENCIA Y DE ENERGIA

POR TRANSFORMACION:

POR TRANSPORTE:

b) CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACION (CBPST)

c) CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSPORTE (CBPSL)

d) VARIABLE C:

El valor de la variable C depende de los MW*km totales retirados desde el sistema de transmisión considerado, durante el período relevante para la facturación, de acuerdo al procedimiento establecido en las Condiciones de Aplicación.

El valor de C es como sigue:

Los valores de D y E son los siguientes:

En aquellas sub-estaciones de generación-transporte que no sean bases, con niveles de tensión inferiores a 220 kV, pero ubicadas en zonas geográficas en las cuales existan líneas de tensiones superiores, los precios de barra estarán adicionalmente limitados a los valores máximos de costos de conexión directa calculados según el procedimiento señalado en el numeral 2.4.

La Comisión de Tarifas Eléctricas establecerá el procedimiento para la aplicación de lo dispuesto en el Artículo 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

2.1 SUB-ESTACION DE REFERENCIA A CONSIDERAR PARA EFECTOS DEL CALCULO DE PRECIOS DE BARRA EN SUB-ESTACIONES DIFERENTES A LAS SUB-ESTACIONES DE REFERENCIA

Para efectos de establecer los precios de barra que rijan en sub-estaciones de generación-transporte diferentes a las denominadas de referencia en el numeral 1.1, se debe utilizar la sub-estación de referencia que en conjunto con los sistemas de transporte correspondientes, permita minimizar el costo medio de abastecimiento para un consumo con factor de carga mensual igual a 55%, una estructura de compra de 35% de energía en horas de punta y 65% de energía en horas fuera de punta.

Sin embargo, el cliente podrá solicitar, sólo para fines de incorporar el efecto de diversidad a que se refiere el numeral 2.8, que los precios de barra se calculen sobre la base de otras sub-estaciones de referencia, a un nivel más alto de tensión de suministro.

2.2 METODOLOGIA PARA ESTABLECER LA DISTANCIA ENTRE UNA SUB-ESTACION DE REFERENCIA Y OTRA SUB-ESTACION DE GENERACION-TRANSPORTE.

Para establecer la distancia entre una sub-estación de referencia y otra sub-estación de generación-transporte se utilizará la distancia a lo largo de las líneas de transmisión eléctrica que puedan permitir la interconexión. Las líneas a considerar son aquellas establecidas mediante concesión o que utilicen en su trazado bienes de uso público, independientemente de sus características técnicas y de si los circuitos operan o no, normalmente cerrados.

En el caso de existir varias líneas de interconexión se utilizarán aquellas que impliquen el menor precio medio mensual en la barra de suministro, considerando para efectos de la comparación un consumo teórico con factor de carga mensual igual a 55%, una estructura de compra de 35% de energía en horas de punta y 65% de energía en horas fuera de punta.

2.3 CALCULO DE LOS MW*km

Para efectos de determinar los MW*km totales retirados desde un sistema de transmisión al cual pertenece la sub-estación de generación-transporte diferente a la de referencia, se deberá sumar, con independencia de la propiedad de las líneas, los MW*km de todos los retiros individuales efectuados desde el sistema de transmisión comprendido entre dicha sub-estación y la sub-estación de referencia definida en los términos señalados en el numeral 2.1, suponiendo C=1,0.

Para determinar los MW (megawatts) retirados desde un sistema de transmisión, su propietario o arrendatario, según sea el caso, deberá establecer los valores de potencia máxima retiradas en horas de punta en cada barra de retiro, durante los últimos doce meses, sean éstos propios o de terceros.

Los km. (kilómetros) a asignar a cada retiro será la distancia definida en el numeral 2.2, en el nivel de tensión considerado, entre la barra de retiro y la sub-estación de referencia definida, para cada barra de retiro, en los términos señalados en el numeral 2.1, suponiendo C=1,0.

Este cálculo de los MW*km se efectuará para líneas de un mismo nivel de tensión.

En el caso de líneas de nivel de tensión diferente al de la sub-estación de suministro, se calculará una línea de longitud equivalente a la tensión de suministro, de acuerdo a la siguiente fórmula.

Los propietarios o arrendatarios de cada sistema de transmisión deberán proporcionar la información necesaria para estos efectos al dueño del sistema de transmisión de donde provenga el flujo de energía.

En caso que la barra de retiro pueda ser alimentada en condiciones normales de operación por más de dos circuitos, el propietario o arrendatario podrá convenir con quien efectúa el retiro la determinación de los MW*km a través de un procedimiento diferente al que aquí se estipula, con el fin de repartir los MW retirados a través de dichas instalaciones.

2.4 COSTOS DE CONEXION DIRECTA.

Los precios de barra en sub-estaciones de generación-transporte que no sean bases, aplicables a las ventas en el nivel de media tensión de distribución, estarán limitados a valores máximos, definidos por la alternativa de conexión directa a las líneas de Muy Alta Tensión o Alta Tensión que unan las sub-estaciones más cercanas.

Estos precios máximos se determinarán comparando mensualmente, para un consumo con demanda máxima en horas de punta igual a la vigente para fines de facturación y con un factor de carga mensual de 55%, una estructura de compra de 35% de energía en horas de punta y 65% de energía en horas fuera de punta, el precio medio de la electricidad en el nivel de media tensión de distribución, calculado de acuerdo al procedimiento indicado en el numeral 1.2, con el precio medio resultante de considerar la opción de conexión directa con los precios alternativos siguientes:

Donde:

Si el precio medio de la electricidad en la alternativa de conexión directa (PMAE) resulta menor que el precio medio sin considerar dicha opción, se deberán reducir en la misma proporción los precios de energía (punta y fuera de punta) y de potencia correspondientes a la opción que no considera la conexión directa, hasta igualar ambos precios medios. En caso contrario, los precios correspondientes a la opción directa no serán considerados.

Para el caso en que el nivel de tensión de suministro se efectúe a un nivel superior al de media tensión de distribución, se aplicará un procedimiento similar al señalado anteriormente.

2.5 DEFINICION DE CLIENTES

Se considerará Cliente a toda Empresa Distribuidora que reciba energía eléctrica de una Empresa Generadora, aunque no esté vigente un contrato entre las partes para ese objeto.

Cuando la medida se efectúe a una tensión o en un barra diferente a la de entrega, la medida se afectará por un factor que, tomando en consideración las pérdidas, las refiera a la tensión o a la barra de entrega.

Si la energía se entrega a través de líneas de terceros, serán de cargo del cliente los pagos en que se incurra por compensación del uso de dichas líneas.

Si un mismo cliente recibe energía en dos o más barras de entrega, cada suministro será facturado por separado a los precios de barra correspondiente.

2.7 DEFINICION DE HORAS DE PUNTA Y HORAS FUERA DE PUNTA y PERIODO DE AVENIDAS y ESTIAJE DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS.

Para los efectos de las disposiciones establecidas en el presente artículo, se entenderá por:

Horas de punta: Horas del día comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas, pudiéndose exceptuar los días domingos y los días no laborables, cuando lo solicite el cliente, siempre y cuando sean de su cargo los costos adicionales de medición.

Horas Fuera de Punta: horas del día no comprendidas en las horas de punta.

Período de Estiaje: Meses del año comprendido entre los meses de Mayo a Noviembre inclusive.

Período de Avenidas: Meses del año no comprendidos en el Período de Estiaje.

2.8 DETERMINACION DE LA DEMANDA MAXIMA Y DEL CARGO POR DEMANDA MAXIMA.

Los clientes podrán optar por cualquiera de los sistemas de facturación siguientes :

En el caso que un cliente no opte por uno de los sistemas de facturación mencionados, la empresa vendedora le aplicará el sistema de facturación por demanda máxima leída.

Si el cliente estuviere acogido al sistema de demanda máxima leída con varios suministradores simultáneamente, la demanda de facturación será prorrateada entre todos ellos en función de las potencias firmes que tuvieren disponibles para abastecerlo. Estas potencias firmes se determinarán de acuerdo a las normas y procedimientos del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) del Sistema eléctrico correspondiente, y si no existiere dicho Comité, se calcularán de acuerdo a las normas y procedimientos del COES del Sistema Interconectado Centro Norte.

Si un mismo cliente recibe energía en dos o más puntos de entrega, cuyos precios de Barra se calculan sobre la base de los precios de Barra en la misma sub-estación de referencia, los clientes podrán solicitar al vendedor o a los vendedores, que para los fines de facturación, se consideren las demandas máximas de cada punto afectadas por un coeficiente, para compensar el posible efecto de diversidad. El valor de dicho coeficiente y demás normas de aplicación a este respecto se establecerán de común acuerdo entre el vendedor o los vendedores, y el cliente.

Los clientes tendrán el derecho de instalar a su cargo los equipos necesarios de medición y registro de demanda en los grupos de puntos de suministro, para establecer mensualmente el factor de diversidad del grupo correspondiente.

En este caso, la demanda máxima en horas de punta a considerar en cada barra de entrega para fines de facturación será su aporte a la demanda máxima conjunta del grupo de puntos de suministro.

Asimismo, la demanda máxima en horas fuera de punta a considerar en cada barra de entrega para fines de facturación será su aporte a la demanda máxima conjunta en horas fuera de punta del grupo de puntos de suministro.

La Empresa vendedora tendrá acceso a los equipos de medición para su control e inspección. Lo anterior será igualmente aplicable en el caso de más de un suministrador.

Se entenderá por demanda máxima leída al más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos.

En esta modalidad de facturación se toman como referencia las demandas máximas leídas en horas de punta y en horas fuera de punta, aplicándose para la demanda máxima leída en horas de punta el precio de barra de la potencia de punta en la barra de entrega.

Para los efectos de lo dispuesto en el inciso f) del artículo 41 de la Ley de Concesiones Eléctricas se tomara en cuenta el promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en las horas de punta del período de estiaje.

En el caso de no existir instrumentos que permitan obtener dichas demandas máximas directamente, la empresa vendedora las determinará mediante algún método adecuado.

Para las empresas distribuidoras la facturación mensual de la demanda máxima incluirá los siguientes elementos, los cuales se sumarán en la factura :

La demanda de facturación de punta, en la cual se basa el cargo por demanda máxima de punta, será el promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura.

La demanda de facturación fuera de punta, en la cual se basa el cargo por demanda máxima fuera de punta, será el promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en las horas fuera de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura.

El cargo por demanda máxima fuera de punta se aplicará a la diferencia entre la demanda de facturación fuera de punta y la demanda de facturación de punta, si esta diferencia es positiva y será nula en caso contrario. El precio que se aplicará a esta diferencia de demandas máximas será establecido de común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora, y se basará en los costos adicionales en que incurra la empresa vendedora para suministrarla.

Se define la potencia conectada a la suma del promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en el año anterior y el crecimiento de la demanda máxima verificada en el último año, siempre que este crecimiento sea positivo. La potencia conectada solo es aplicable a los aportes reembolsables que deberá pagar el cliente por las instalaciones involucradas.

Si la potencia conectada es excedida en más de 5 días, en el período de un año, la empresa vendedora podrá redefinir la potencia conectada en forma inmediata por un monto igual a la suma de la potencia conectada vigente y del máximo exceso registrado, y cobrar los aportes reembolsables correspondientes.

Se entenderá por exceso registrado a la diferencia entre la mayor demanda máxima leída, ocurrida en el período de vigencia y la potencia conectada.

En todo caso, la empresa vendedora no estará obligada a suministrar más potencia que la potencia conectada.

En esta modalidad de facturación, las empresas compradoras deberán contratar las demandas máximas que tendrán derecho a tomar en horas de punta y/o fuera de punta.

La contratación de las potencias regirá por un período mínimo de un año, y se realizará en las siguientes condiciones generales:

2.9 RECARGO POR FACTOR DE POTENCIA MEDIO MENSUAL.

La facturación por consumos efectuados en instalaciones cuyo factor de potencia medio mensual sea inferior a 0,85, se recargará en un 0,5% por cada 0,01 en que dicho factor disminuya de 0,85.

Los clientes deberán pagar la facturas dentro del plazo establecido por la Ley de Concesiones Eléctricas, en las oficinas que se acuerden con la entidad suministradora.

Las tarifas del presente pliego son netas y no incluyen impuestos o tributos que sean de cargo de los clientes.