A) TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE

(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. Cusco: Constituida por las Subestaciones Base Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV.

(3) S.E.B. Típico A: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, y una demanda máxima anual menor que 12 MW.

(4) S.E.B. Típico B: Otros Sistemas Aislados distintos al Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos C, D y E siguientes.

(5) S.E.B. Típico C: Sistema Aislado Pucallpa, perteneciente a la Empresa de Electricidad de Ucayali (Electro-Ucayali).

(6) S.E.B. Típico D: Idéntico al Sistema Típico A, para las Empresas Electro-Oriente y Electro-Ucayali.

(7) S.E.B. Típico E: Sistema Aislado Iquitos, perteneciente a la Empresa Electro-Oriente.

B) PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS

- Factor de Pérdidas Marginales de Energía (FPME)

- Factor de Pérdidas Marginales de Potencia (FPMP)

- Cargo Base por Peaje Secundario (CBPS)

a) CARGOS POR PERDIDAS MARGINALES DE POTENCIA Y DE ENERGÍA

POR TRANSFORMACIÓN:

POR TRANSPORTE:

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

Los CBPST son determinados desde el nivel de tensión donde se localiza el precio básico de referencia hasta el nivel de tensión del cliente. En el caso de cambios en el sentido del flujo, se calculará los valores intermedios de los precios de referencia hasta llegar al cliente.

El CBPST hasta el nivel de MT, incluye el peaje unitario por la celda de conexión de la línea de salida MT.

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:

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.

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:

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 Megawatts (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 kilómetros (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.

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 subestaciones 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:

Donde:

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 y VENDEDORES

Se considerará Cliente a toda Empresa Distribuidora que reciba energía eléctrica de una o varias empresas generadoras.

Se considerará Vendedor a toda empresa generadora que suministra energía eléctrica a uno o varios Clientes.

Cuando la medida se efectúe a una tensión o en un subestación diferente a la de entrega, ésta 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 preponderancia térmica, el período de estiaje comprenderá todo el año.

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

Sistema Aislado con preponderancia térmica: Es aquel cuya capacidad de producción de energía térmica, en un año de hidrología promedio para las Centrales Hidráulicas, es superior al 50% de la producción total de energía en ese mismo año.

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

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

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 a continuación.

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 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 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:

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 sólo 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.

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 del Cliente en la hora de punta del período de estiaje.

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 PENALIZACIÓNPOR ENERGIA REACTIVA.

Se define período de penalización de energía reactiva al intervalo de tiempo comprendido entre las 10:00 y 12:00 horas, más el intervalo de tiempo comprendido entre las 18:00 y 23:00 horas.

En el período de penalización de energía reactiva, el Cliente tendrá derecho a un consumo total de energía reactiva inductiva equivalente al 40% de la energía activa total sin cargo alguno. Los excesos de energía reactiva inductiva serán facturados con un cargo igual a 0,838 céntimos de Sol por KVARh .

Los cobros efectuados por el Vendedor, por concepto de Compensación Reactiva servirán para cubrir los costos por compensación efectuados por los generadores y transmisores del sistema. El COES definirá el procedimiento de ajuste para repartir equitativamente toda la recaudación proveniente de la penalización por energía reactiva entre los generadores y transmisores que participan en dicha compensación.

En el caso de no existir un COES, se adoptará, en lo pertinente, el procedimiento de reparto del COES-SICN.

Los cargos por la energía reactiva serán recalculados empleando el Factor de Actualización del Precio de la Potencia Marginal de Punta (FAPPM), en la misma oportunidad en que se reajusten los Tarifas en Barra de Potencia en los respectivos Sistemas Eléctricos.

Para los Clientes Finales a que se refiere el Numeral 4 del Artículo 1º de la Resolución Nº 010-93 P/CTE, la penalización por energía reactiva se efectuará de acuerdo al Numeral 8 del Artículo 1º de la citada Resolución.

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