RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS No. 002-94 P/CTE

Lima, 29 de Abril de 1994

LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS

Vistos los informes de los Comités de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro-Norte y Sur; así como el informe elaborado por la Secretaría Ejecutiva de la Comisión de Tarifas Eléctricas.

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, Decreto Supremo Nº 009-93-EM; la Resolución Ministerial Nº 224-94/EM-VME; y

Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su sesión 008-94 del 20 de abril de 1994,

RESUELVE:

Artículo primero.- Fijase los siguientes precios en barra y las condiciones de aplicación para los suministros a que se refiere el articulo 43º, literal c) de la Ley de Concesiones Eléctricas, que se efectúen desde las subestaciones de generación - transporte que se señalan.

1. PRECIOS DE BARRA

1.1. PRECIOS DE BARRA EN SUBESTACIONES DE REFERENCIA

Las subestaciones de referencia están constituidas por las subestaciones base y las subestaciones de las centrales generadoras.

A) PRECIOS DE 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 subestaciones denominadas bases (S.E.B.), para los niveles de tensión que se indican.

Notas:

(1) S.E.B. Lima: constituida por las Subestaciones Base Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan Electrolima 220 kV y San Juan Electroperú 220 kV.

(2) S.E.B. Cuzco: constituida por las Subestaciones Base Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV.

(3) S.E.B. Tópico 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.

(4) S.E.B. Tópico B: otros sistemas aislados.

Donde:

PPB : Precio de Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes.

CPSEE: Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía para las Subestaciones Base del Sistema Secundario de transmisión, expresado en céntimos de S/./kW.h.

PEMP: Precio de Energía Marginal en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kW.h.

PEMF: Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kW.h.

PEBP: Precio de Barra de la Energía en Horas de Punta, expresado en céntimos de S/./kW.h.

PEBF: Precio de Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, expresado en céntimos de S/./kW.h.

Se define:

PEBP = PEMP + CPSEE (1.1)

PEBF = PEMF + CPSEE (1.2)

En el cálculo de los precios de energía para el resto de Subestaciones de cada sistema, se emplearán los valores de PEBP y PEBF, resultantes de las fórmulas (1.1) y (1.2).

En los sistemas eléctricos que conforman la Empresa Electro - Oriente S.A. y el Sistema Eléctrico Pucallpa, se aplicará a los precios básicos de potencia y energía correspondientes, un factor equivalente al porcentaje del Impuesto General a las Ventas y/o Impuesto de Promoción Municipal que abone por la compra de combustible para la generación eléctrica y que no sea deducible como crédito tributario.

B) PRECIOS DE BARRA EN SUBESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS

El precio de Barra de la energía en una subestación de central generadora, cuyo flujo neto de energía sea predominante hacia otra subestación con precio de Barra definido, se determinará del cociente resultante de dividir el precio de Barra de la energía en la Subestación con precio de Barra definido entre el correspondiente factor de pérdida marginal de energía.

El precio de Barra de la potencia de punta en la Subestación de central generadora, se determinará dividiendo el precio de Barra de la potencia de punta de la Subestación con precio de Barra definido entre el factor de pérdida marginal de potencia.

En el caso de subestaciones en que el flujo predominante aporte a otra subestación con precios de Barra definidos, se le aplicará el mismo procedimiento.

Los factores de pérdidas marginales se obtienen con las fórmulas indicadas en el numeral 1.2.

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

Los precios de barra en subestaciones diferentes a las señaladas en el numeral 1.1, se determinarán según el procedimiento siguiente:

Los precios de Barra de la energía serán el resultado de multiplicar los precios de Barra de la energía en una Subestación de referencia, definida según el procedimiento indicado en el numeral 2.1, por el respectivo factor de pérdidas marginales de energía.

Los precios de Barra de potencia de punta serán el resultado de multiplicar los precios de Barra de la potencia de punta en la Subestación de referencia, definida según el procedimiento indicado en el numeral 2.1, por el respectivo factor de pérdidas marginales de potencia, agregando a este producto el cargo por peaje secundario y verificando que no se excedan los límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con las condiciones de aplicación que se establecen en el numeral 2.

El cargo base por peaje secundario y el ingreso tarifario correspondiente, incorpora todos los costos de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas de potencia y energía en las instalaciones de transmisión y se compensarán de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Los factores y cargos a aplicar son:

- Factor de pérdidas marginales de energía (FPME)

FPME = FPET * (1 + PEL/100 * L) (1.3)

- Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP)

FPMP = FPPT * (1 + PPL/100 * L) (1.4)

- Cargo base por peaje secundario (CBPS)

CBPS = CBPST + CBPSL * L * C (1.5)

Donde:

FPET : Factor de pérdidas marginales de energía por transformación, en caso de no existir la transformación el valor de FPET es igual a 1,0.

FPPT : Factor de pérdidas marginales de potencia por transformacíon, en caso de no existir la transformación el valor de FPPT es igual a 1,0.

PEL : Pérdidas marginales de energía por transmisión, en %/km.

PPL : Pérdidas marginales de potencia por transmisión, en %/km.

L : Longitud de la línea de transmisión, en km.

C : Variable dependiente de los MW*km totales retirados de cada línea, según se detalla más adelante.

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

CBPST: Cargo base por peaje secundario por transformación, en S/./kW-mes, en caso de no existir la transformación el valor de CBPST es igual a 0,0.

CBPSL: Cargo base por peaje secundario por transporte, en S/./kW-mes-km.

Los valores de FPET, FPPT, PEL, PPL, L, C, CBPST y CBPSL se indican a continuación:

a) CARGOS POR PERDIDAS MARGINALES DE POTENCIA Y DE ENERGIA

POR TRANSFORMACION:

Donde:

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 440 V y menor a 30 kV.

Nota : En caso de existir transformación de 220 kV a 138 kV, los cargos por pérdidas marginales de potencia y energía serán: 1,0040 y 1,0025 respectivamente.

POR TRANSPORTE:

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

Donde:

S.I.C.N. : Sistema Interconectado Centro Norte.

S.S.O. : Sistema Sur Oeste.

S.S.E. : Sistema Sur Este.

Nota : En caso de existir transformación de 220 kV a 138 kV, los cargos por peaje secundario por transformación será de: 0,409 S/./kW-mes.

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

d) VARIABLE C:

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

El valor de C es como sigue:

C = 1,0 Si la suma de los MW*km retirados desde el sistema de transmisión es igual o inferior a LI.

C = 0,7 Si la suma de los MW*km retirados desde el sistema de transmisión es superior a LI e inferior a LS.

C = 0,3 Si la suma de los MW*km retirados desde el sistema de transmisión es igual o superior a LS.

Los valores de LI y LS son los siguientes:

En aquellas subestaciones 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.

1.3 ACTUALIZACION TARIFARIA

De acuerdo a lo dispuesto en los Artículos 46º y 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas, las tarifas obtenidas según los procedimientos definidos en los numerales 1.1 y 1.2 serán actualizados utilizando las siguientes fórmulas de reajuste:

1.3.1. ACTUALIZACION DEL PRECIO DE BARRA DE POTENCIA (PPB)

PPB1 = PPB0 * FAPPB (1.6)

FAPPB = a * FTC * FTA + b * FPM (1.7)

FTC = TC / TCo (1.8)

FTA = ( 1,0 + TA ) / (1 + TAo) (1.9)

FPM = IPM / IPMo (1.10)

Donde:

PPB0 = Precio de barra de potencia de punta, publicada en la presente resolución, en S/./kW-mes.

PPB1 = Precio de barra de potencia, actualizado, en S/./kW-mes.

FAPPB= Factor de actualización del precio de barra. de potencia

FTC = Factor del tipo de cambio.

FTA = Factor de la tasa arancelaria.

FPM = Factor del precio al por mayor.

TC = Valor de referencia para el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por el valor promedio para cobertura de importaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de oferta y demanda - tipo de cambio promedio ponderado o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta publicado en el Diario Oficial El Peruano, al último día del mes anterior.

TCo = Tasa de cambio inicial igual a S/.2,18 por US$

TA = Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electromecánico de generación - transmisión.

TAo = Tasa Arancelaria inicial igual a 15%

Se utilizarán los valores de TC y TA vigentes al último día del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean publicadas.

IPM = Indice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible.

IPMo = Indice de precios al por mayor inicial igual a 1073,23

1.3.2. ACTUALIZACION DEL PRECIO DE ENERGIA MARGINAL EN LAS SUBESTACIONES BASE DEL SISTEMA (PEMP y PEMF)

PEMP1 = PEMP0 * FAPEM (1.11)

PEMF1 = PEMF0 * FAPEM (1.12)

FAPEM = d * FTC * FTA + e * FD2 + f * FR6 (1.13)

FD2 = PPD2 / PPD2o (1.14)

FR6 = PPR6 / PPR6o (1.15)

Donde:

PEMP0= Precio de la energía marginal para las Subestaciones Base en horas de punta publicada en la presente resolución, en céntimos de S/./kW-h.

PEMF0= Precio de la energía marginal para las Subestación Base en horas fuera de punta publicada en la presente resolución, en céntimos de S/./kW-h.

PEMP1= Precio de la energía marginal para las Subestaciones Base en horas de punta actualizado, en céntimos de S/./kW-h.

PEMF1= Precio de la energía marginal para las Subestaciones Base en horas fuera de punta actualizado, en céntimos de S/./kW-h.

FAPEM= Factor de actualización del precio de la energía marginal en las Subestaciones Base del Sistema.

FD2= Factor del precio del petróleo Diesel Nº2.

FR6= Factor del precio del petróleo Residual Nº6.

PPD2= Precio de paridad del petróleo Diesel Nº2 base en la ciudad de Lima, en S/./Gln.

PPD2o= Precio inicial de paridad del petróleo Diesel Nº2 base en la ciudad de Lima, 1,45 S/./Gln.

PPR6= Precio de paridad del petróleo Residual Nº6 base en la ciudad de Lima, en S/./Gln.

PPR6o= Precio inicial de paridad del petróleo Residual Nº6 base en la ciudad de Lima, 0,69 S/./Gln.

Factores FTC y FTA definidos en el numeral 1.3.1

El precio de paridad se obtiene del Precio Ex-planta de Petroperú (PXP) en la Ciudad de Lima, evaluado por la siguiente expresión:

PPD2 = PXPD2 * F1 * F2

PPR6 = PXPR6 * F1 * F3

Donde:

PXPD2 :Precio Ex-planta Petroperú del petróleo Diesel Nº 2.

PXPR6 :Precio Ex-planta Petroperú del petróleo Residual Nº 6.

F1 :Factor relacionado al Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo valor inicial es 1/1,18.

F2 :Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Diesel Nº2, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,42.

F3 :Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Residual Nº6, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,68.

Los valores de PPD2 y PPR6 serán revisados mensualmente por la Comisión de Tarifas Eléctricas, la cual comunicará a las Empresas Generadoras si hubiese variación.

1.3.3. ACTUALIZACION DEL CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACION (CBPST)

CBPST1 = CBPST0 * FACBPST (1.16)

FACBPST = g * FTC * FTA + h * FPM (1.17)

Donde:

CBPST0 = Cargo base por peaje secundario por transformación, publicada en la presente resolución, en S/./kW-mes.

CBPST1 = Cargo base por peaje secundario por transformación, actualizado, en S/./kW-mes.

FACBPST = Factor de actualización del cargo base por peaje secundario por transformación.

g = 0,55

h = 0,45

Factores FTC, FTA y FPM definidos en el numeral 1.3.1

1.3.4. ACTUALIZACION DEL CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSPORTE (CBPSL) y CARGO POR PEAJE SECUNDARIO EQUIVALENTE EN ENERGIA PARA LAS SUBESTACIONES BASE DEL SISTEMA (CPSEE)

CBPSL1 = CBPSL0 * FACBPSL (1.18)

CPSEE1 = CPSEE0 * FACBPSL (1.19)

FACBPSL = i * FTC * FTA + j * FPM (1.20)

Donde:

CBPSL0 =Cargo base por peaje secundario por transporte, publicada en la presente resolución, en S/./kW-mes-km.

CBPSL1 =Cargo base por peaje secundario por transporte, actualizado, en S/./kW-mes-km.

CPSEE0 =Cargo por peaje secundario equivalente en energía para las Subestaciones base del sistema, publicada en la presente resolución, y expresada en céntimos de S/./kW.h.

CPSEE1 =Cargo por peaje secundario equivalente en energía para as Subestaciones base del sistema, actualizado, y expresada en céntimos de S/./kW.h.

FACBPSL =Factor de actualización del cargo base por peaje secundario por transporte.

Factores FTC, FTA y FPM están definidos en el numeral 1.3.1

1.3.5. APLICACION DE LAS FORMULAS DE REAJUSTE

Las fórmulas de reajuste, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, y cuando alguno de los factores de actualización (FAPPB, FAPEM, FACBPST, FACBPSL) se incremente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización.

Los precios de Energía en las Subestaciones Base del sistema, se evaluarán según las fórmulas (1.1) y (1.2), luego de actualizar el cargo por peaje secundario equivalente en energía (CPSEE) y los precios de la energía marginal (PEMP y PEMF) para las Subestaciones Base del sistema.

2. CONDICIONES DE APLICACION

2.1 SUBESTACION DE REFERENCIA A CONSIDERAR PARA EFECTOS DEL CALCULO DE PRECIOS DE BARRA EN SUBESTACIONES DIFERENTES A LAS SUBESTACIONES DE REFERENCIA

Para efectos de establecer los precios de barra que rijan en subestaciones de generación - transporte diferentes a las denominadas de referencia en el numeral 1.1, se debe utilizar la subestación 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.

Para fines de incorporar el efecto de diversidad a que se refiere el numeral 2.8, el cliente podrá solicitar que los precios de Barra se calculen sobre la base de otras subestaciones de referencia, a un nivel más alto de tensión de suministro.

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

Para establecer la distancia entre una subestación de referencia y otra subestación 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 subestación 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.

El conjunto de líneas que integren la trayectoria que origina el menor precio medio mensual se denominará Trayectoria de Costo Mínimo (TCM).

2.3 CALCULO DE LOS MEGAWATTS*KILOMETRO (MW*km)

Para efectos de determinar los MW*km totales retirados desde un sistema de transmisión al cual pertenece la subestación 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 subestación y la subestación de referencia definida en los términos señalados en el numeral 2.1, suponiendo C=1,0.

Para determinar los MW 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 subestación de retiro, durante los últimos doce meses, sean éstos propios o de terceros.

Los km a asignar a cada retiro será la distancia definida en el numeral 2.2, en el nivel de tensión considerado, entre la subestación de retiro y la subestación de referencia definida, para cada subestación 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 subestación de suministro, se calculará una línea de longitud equivalente a la tensión de suministro, de acuerdo a la siguiente fórmula.

Leq = L * ( CM / CMeq )

Donde:

Leq : Longitud equivalente de la línea a la tensión de suministro, en km.

L : Longitud de la línea real, en km.

CM :Cargo base por peaje secundario por transporte de la línea real, en S/./kW-mes-km.

CMeq :Cargo base por peaje secundario por transporte a la tensión de la linea suministradora, en S/./kW-mes-km.

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 subestación 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 establece, con el fin de repartir los MW retirados a través de dichas instalaciones.

2.4 COSTOS DE CONEXION DIRECTA.

Los precios de barra en subestaciones de generación - transporte que no sean Base, 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 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 que se mencionan a continuación:

PAEMT = PESR * ( 1 + u )

PAPMT = PPSR * ( 1 + u )

PMAE = PAEMT + ( PAPMT * 100,0 ) / ( FC * H )

Donde:

PAEMT: Precio Alternativo de Energía en Media Tensión, en céntimos de S/./kW.h. (media ponderada de los precios de energía en punta y fuera de punta).

PAPMT: Precio Alternativo de Potencia en Media Tensión, en S/./kW-mes.

PMAE: Precio Medio Alternativo de la Electricidad en Media Tensión, en céntimos de S/./kW.h.

PESR: Precio de barra de la energía en la subestación de referencia más cercana, al nivel de tensión igual al de la línea considerada, en céntimos de S/./kW.h. (media ponderada de los precios de energía en punta y fuera de punta).

PPSR: Precio de barra de la potencia de punta en la subestación de referencia más cercana, al nivel de tensión igual al de la línea considerada, en S/./kW-mes.

FC: Factor de Carga = 0,55.

H: Horas del mes.

u: Coeficiente determinado por la siguiente fórmula:

Si, DM es mayor que 14 MW:

u = 0,227 + 0,016 * KM

Si, DM es menor o igual a 14 MW:

u = 0,227 + 0,084 * ( 14 - DM ) + 0,016 * KM

Donde:

DM: Suma de todas las demandas máximas en horas de punta, vigentes para fines de facturación a nivel de alta tensión de distribución y superiores, expresados en MW.

KM: Menor Distancia Posible en kilómetros, desde la Subestación en que se efectúa la venta a la línea de 138 kV o 220 kV según corresponda.

Esta comparación se efectuará considerando 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.

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 no serán considerados los precios correspondientes a la opción de conexión directa.

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.

2.6 ENTREGA Y MEDIDA

Cuando la medida se efectúe a una tensión o en un subestación 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 subestación 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 subestaciones de entrega, cada suministro será facturado por separado a los precios de barra correspondientes.

2.7 DEFINICION DE HORAS DE PUNTA, HORAS FUERA DE PUNTA, PERIODO DE AVENIDAS Y PERIODOS DE 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 comprendidas 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: Comprenden los meses de Mayo a Noviembre inclusive. Para los sistemas aislados con predominancia térmica el período de estiaje comprenderá todo el año.

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

Denominase sistema aislado con predominancia térmica a aquel cuya capacidad de producción de energía térmica, en un año de hidrología promedio, es superior al 50% de su capacidad de producción de energía hidroeléctrica en ese mismo año.

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 :

1. Demanda máxima leída

2. Potencia contratada

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 subestación 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 subestación 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 subestación 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.

El cargo por demanda máxima y sus excesos es una obligación que se paga en doce cuotas mensuales de acuerdo al procedimiento que se establece seguidamente.

2.8.1. DEMANDA MAXIMA LEIDA

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 subestación de entrega.

Para los efectos de lo dispuesto en el inciso f) del artículo 41º de la Ley de Concesiones Eléctricas se tomará en cuenta la demanda máxima leída en la hora de punta del período de estiaje.

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

(1) Cargo por demanda máxima de punta.

(2) Cargo por demanda máxima fuera de punta.

(3) Recargo por exceso de potencia de punta.

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 meses de estiaje comprendidos dentro de los últimos 12 meses, incluido el 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 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, sólo cuando esta diferencia es positiva. 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 de transmisión y transformación en que incurra la empresa vendedora para suministrarla.

El recargo por el exceso de potencia de punta se determinará con la potencia resultante de la diferencia entre los dos valores siguientes:

(a) El promedio de las dos más altas demandas máximas leídas en las horas de punta de los meses de avenida comprendidos dentro de los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura.

b) La demanda de facturación de punta antes mencionada.

Dicho exceso se calculará si la diferencia (a) menos (b) es positiva y será nula en caso contrario.

El precio que se aplicará al exceso de potencia de punta será el mismo que se aplica para el cargo por demanda máxima fuera de punta.

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 s—lo 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.

2.8.2. POTENCIA CONTRATADA.

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:

Aquellas empresas cuya demanda máxima anual se produce durante las horas de punta, deberán contratar una potencia de punta.

Aquellas empresas cuya demanda máxima anual se produce fuera de las horas de punta deberán contratar una potencia fuera de punta y una potencia de punta.

La potencia de punta contratada se facturará mensualmente al precio en barra de la potencia de punta en la Barra de entrega.

A las empresas que contraten potencia fuera de punta, por aquella parte en que la potencia fuera de punta excede de la potencia de punta, se les aplicará un precio establecido de común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora. Dicho precio se basará en los costos adicionales de transmisión y transformación en que incurra la empresa vendedora para suministrar la diferencia entre la potencia fuera de punta y la potencia de punta.

Si en cualquier mes la demanda máxima registrada de una empresa compradora, excede las sumas de las potencias contratadas con diferentes suministradores, este exceso de potencia será prorrateado entre las empresas vendedoras, en proporción a las potencias contratadas que el cliente tenga con cada una de ellas.

La facturación del exceso de potencia de punta registrada sobre la potencia contratada de punta, se hará considerando los siguientes cargos:

- Meses de Estiaje: precio del exceso de potencia, 50% mayor al precio establecido.

- Meses de Avenidas: precio del exceso de potencia, será el mismo que se aplica para facturar aquella parte en que la potencia fuera de punta excede a la potencia de punta.

Durante los meses de estiaje, si la suma de las potencias contratadas por una empresa compradora con los diferentes suministradores, es excedida en más de 5 días en el período de vigencia de las potencias contratadas, la empresa compradora estará obligada a recontratar potencia en forma inmediata por un monto igual a la suma de las potencias contratadas vigentes con los diferentes suministradores más el exceso registrado y el crecimiento de la demanda máxima verificada en el último año, siempre que este crecimiento sea positivo.

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

Se entenderá por exceso registrado a la diferencia entre la mayor demanda máxima leída (ocurrida durante los meses de estiaje hasta el momento en que se efectúa la recontratación obligada) y la potencia de contrato. El crecimiento registrado se obtendrá como la diferencia entre dicha demanda máxima leída y la mayor demanda máxima leída ocurrida en el mismo período anterior. El período máximo de vigencia de la potencia recontratada será de 12 meses.

Los clientes podrán recontratar una nueva potencia con la respectiva empresa suministradora la que regirá por un plazo mínimo de un año. Durante dicho período los clientes no podrán disminuir su potencia contratada sin el acuerdo de la empresa suministradora. Al término de la vigencia anual del contrato los clientes podrán recontratar la potencia.

2.9 RECARGO POR FACTOR DE POTENCIA PROMEDIO MENSUAL.

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

2,10 GRAVAMENES E IMPUESTOS

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

Artículo segundo.- Los precios màximos a partir de los cuales se determinarán los pliegos aplicables a las Empresas Distribuidoras, serán calculados por Las Empresas Generadoras aplicando las fórmulas tarifarias del artículo precedente. Los valores a aplicar en todas las subestaciones del sistema deberán comunicarse por escrito a las Empresas Distribuidoras cada vez que se efectúe el reajuste.

Los pliegos aplicables entrarán en vigencia a partir del tercer día de recepcionada la comunicación. Simultáneamente, la Empresa Generadora está en la obligación de comunicar por escrito sus pliegos tarifarios a la Comisión de Tarifas Eléctricas bajo responsabilidad.

Artículo tercero.- Los precios medios en la Barra equivalente de Media Tensión para el Sistema Interconectado Centro Norte y Sistema Sur Oeste, no podrán ser mayores en ningún caso al precio medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado promedio (formado por un 50% del Sistema Aislado Tópico A y 50% del Sistema Aislado Tópico B).

Para el Sistema Sur Este, los precios medios en la Barra equivalente de Media Tensión no podrán ser mayores en ningún caso al precio medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado Tópico A.

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 de Límite Tarifario (FLT), el cual será calculado de acuerdo al siguiente procedimiento:

FLT = PMSA / PMBEMT

Donde:

PMSA : Precio Medio en la Barra Base de Media Tensión del Sistema Aislado correspondiente, en céntimos de S/./kW.h.

PMBEMT: Precio Medio en la Barra Equivalente de Media Tensión del Sistema Eléctrico en comparación, en céntimos de S/./kW.h.

Artículo cuarto.- Fijase el Peaje de Conexión para el Sistema Principal de Transmisión del Sistema Interconectado Centro Norte (PCSICN), en la suma de 2,00 S/./kW-mes, que de acuerdo con el Artículo 60º de la Ley de Concesiones Eléctricas deberán pagar los generadores en proporción a su potencia firme. Dicho peaje se actualizará de manera similar al Precio de Barra de Potencia (FAPPB), según se establece en el Artículo 1º numeral 1.3 de la presente Resolución.

El peaje antes mencionado corresponde a la cuota mensual que deberán pagar los generadores a los propietarios del Sistema Principal de Transmisión, en la misma oportunidad que abonen el ingreso tarifario.

Artículo quinto.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del primero de mayo de 1994.

Artículo sexto.- Derógase o déjase en suspenso las disposiciones que se opongan al cumplimiento de la presente Resolución

Regístrese, comuníquese y publíquese.