RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS No. 004-96 P/CTE

Lima, 12 de abril de 1995

LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS

Vistos los informes del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro-Norte (COES-SICN) y del Comité de Operación Económica del Sistema Sur (COES SUR), así como el Informe SEG/CTE Nº09-96 elaborado por la Secretaría Ejecutiva de la Comisión de Tarifas Eléctricas;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, Decreto Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias;

Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su sesión 07-96;

RESUELVE:

Artículo Primero: Fíjase las siguientes Tarifas en Barra para los suministros a que se refiere el Artículo 43º, inciso c) de la Ley de Concesiones Eléctricas, que se efectúen desde las subestaciones de generación - transporte que se señalan.

1. TARIFAS EN BARRA

1.1 TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE REFERENCIA

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

A) TARIFAS 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 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 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, E y F 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.

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

S.E.B. Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel 2) del departamento de Madre de Dios perteneciente a la Empresa Electro Sur Este S.A.

Donde:

PPM : Precio de la Potencia Marginal de Punta, expresado en S/./kW-mes, determinado como el producto del Precio Básico de la Potencia de Punta por el Factor de Pérdidas de Potencia. Artículo 47º, incisos f) y g) de la Ley.

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

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

PEMP y PEMF, determinados como el producto del Precio Básico de la Energía respectivo por el Factor de Pérdidas Marginales de Energía. Artículo 47º, incisos d) y g) de la Ley.

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.

PCSPT: Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW-mes determinado según lo dispuesto en el Artículo 60º de la Ley.

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

Se define:

PEBP= PEMP + CPSEE (1.1)

PEBF = PEMF + CPSEE (1.2)

PPB= PPM + PCSPT (1.3)

En 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 las fórmulas (1.1), (1.2) y (1.3).

A.1) PEAJES DE TRANSMISIÓN EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO-NORTE.

SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

PCSPT = 1,72 S/./Kw-mes.

SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN

Para las Subestaciones Base del Sistema Interconectado Centro–Norte (SICN) distintas a las señaladas en el cuadro que antecede, el CPSEE será igual a cero.

A.2) PEAJES DE TRANSMISIÓN EN EL SISTEMA SUR ESTE

SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

PCSPT = 0,0 S/./Kw-mes.

SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN

Para las Subestaciones Base del Sistema Sur Este (S.E.E.) distintas a las señaladas en el cuadro que antecede, el CPSEE será igual a cero.

A.3) PEAJES DE TRANSMISIÓN EN EL SISTEMA SUR OESTE

SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

PCSPT = 0,0 S/./Kw-mes.

SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN

Para las Subestaciones Base del Sistema Sur Oeste (S.S.O.) distintas a las señaladas en el cuadro que antecede, el CPSEE será igual a cero.

A.4) PEAJES DE TRANSMISIÓN EN SISTEMAS AISLADOS

Los valores del PCSPT y CPSEE para los Sistemas Aislados, contemplados en el cuadro del acápite A), son iguales a cero.

B) TARIFAS EN 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 TARIFAS EN 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 las Condiciones de Aplicación establecidas, 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 antes mencionada.

Los cargos CPSEE, CBPSL y el CBPST son aplicables en la formación de los precios en barra entre generador y distribuidor.

Los factores y cargos a aplicar son:

- Factor de Pérdidas Marginales de Energía (FPME)

FPME = FPET * (1 + PEL/100 * L) (1.4)

- Factor de Pérdidas Marginales de Potencia (FPMP)

FPMP = FPPT * (1 + PPL/100 * L) (1.5)

- Cargo Base por Peaje Secundario (CBPS)

CBPS = CBPST + CBPSL * L * C (1.6)

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 Transformación. 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 ENERGÍA

POR TRANSFORMACIÓN:

Donde:

MAT : Muy Alta Tensión, mayor a 100 kV.

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

MT : Media Tensión, mayor que 440 V y menor a 30 kV.

Nota : En caso de existir transformación de 220kV 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 TRANSFORMACIÓN (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 220kV a 138 kV, los Cargos por Peaje Secundario por Transformación será de: 0,506 S/./kW-mes.

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:

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 ACTUALIZACIÓN 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 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE POTENCIA MARGINAL DE PUNTA (PPM)

PPM1 = PPM0 * FAPPM (1.7)

FAPPM = a * FTC * FTA + b * FPM (1.8)

FTC = TC / TCo (1.9)

FTA = ( 1,0 + TA ) / (1 + TAo) (1.10)

FPM = IPM / IPMo (1.11)

Donde:

PPM0= Precio de Potencia de Punta, publicada en la presente Resolución, en S/./kW-mes.

PPM1= Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes.

FAPPM Factor de Actualización del Precio de Potencia de Punta

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 correspondiente al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

TCo = Tasa de Cambio inicial igual a S/.2,36 por US Dólar. $

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 = Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPMo = Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 1304,28

1.3.2 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE ENERGÍA MARGINAL EN LAS SUBESTACIONES BASE DEL SISTEMA (PEMP y PEMF)

PEMP1 = PEMP0 * FAPEM (1.12)

PEMF1 = PEMF0 * FAPEM (1.13)

FAPEM = d * FTC * FTA + e * FD2 + f * FR6 (1.14)

FD2 = PPD2 / PPD2o (1.15)

FR6 = PPR6 / PPR6o (1.16)

Donde:

PEMP0 = Precio de la Energía a nivel generación para las Subestaciones Base en Horas de Punta publicada en la presente Resolución, en céntimos de S/./kW.h.

PEMF0 = Precio de la Energía a nivel generación 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 a nivel generación para las Subestaciones Base en Horas de Punta actualizado, en céntimos de S/./kW.h.

PEMF1 = Precio de la Energía a nivel generación 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, al último día del mes anterior, en S/./Gln.

PPD2o = Precio inicial de Paridad del Petróleo Diesel Nº2 base en la ciudad de Lima, 1,49 S/./Gln.

PPR6 = Precio de Paridad del petróleo Residual Nº6 base en la ciudad de Lima, al último día del mes anterior, en S/./Gln.

PPR6o = Precio inicial de Paridad del Petróleo Residual Nº6 base en la ciudad de Lima, 0,76 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, al último día del mes anterior.

PXPR6 : Precio Ex-planta Petroperú del petróleo Residual Nº 6, al último día del mes anterior.

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 1/1,50.

F3 : Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Residual Nº6, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,65.

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 ACTUALIZACIÓN DEL CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACIÓN (CBPST)

CBPST1 = CBPST0 * FACBPST (1.17)

FACBPST = g * FTC * FTA + h * FPM (1.18)

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 ACTUALIZACIÓN DEL CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSPORTE (CBPSL)y CARGO POR PEAJE SECUNDARIO EQUIVALENTE EN ENERGÍA (CPSEE)

CBPSL1 = CBPSL0 * FACBPSL (1.19)

CPSEE1 = CPSEE0 * FACBPSL (1.20)

FACBPSL = i * FTC * FTA + j * FPM (1.21)

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

De acuerdo a lo dispuesto en el Artículos 61º de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) será actualizado utilizando las siguiente fórmula de reajuste:

PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT (1.22)

FAPCSPT = k * FTC * FTA + l * FPM (1.23)

k = 0,805

l = 0,195

Donde:

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

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

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

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

1.3.6 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS 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 (FAPPM, FAPEM, FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT) en cualquiera de los Sistemas Eléctricos se incremente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización.

Los Precios de Energía en las Subestaciones Base del Sistema, se obtendrán con 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 a nivel generación (PEMP y PEMF).

Los Precios de Potencia en las Subestaciones Base del sistema se obtendrán con la fórmula (1.3) luego de actualizar el Precio de Potencia de Punta a nivel generación (PPM) y el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).

Los factores de actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos.

2. GRAVÁMENES E IMPUESTOS

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

Artículo Segundo: Los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empresas distribuidoras, serán calculados por las empresas generadoras empleando las fórmulas tarifarias del artículo precedente.

Previamente a su aplicación, los nuevos pliegos deberán comunicarse por escrito a las empresas distribuidoras cada vez que se efectúe el reajuste, debiendo entrar en vigencia a partir del tercer día de recibida la comunicación. Los pliegos aplicables correspondientes al mes de mayo de 1996 deberán comunicarse para entrar en vigencia a partir del primer día del mes.

Simultáneamente, las Empresas Generadoras están obligadas a comunicar por escrito a la Comisión de Tarifas Eléctricas sus pliegos tarifarios debidamente suscritos por sus representantes legales, bajo responsabilidad.

Artículo Tercero: Para las empresas distribuidoras, los excesos de energía reactiva serán facturados con los siguientes cargos:

Cargo por exceso de energía reactiva inductiva igual a 0,942 céntimos de Nuevo Sol por kVARh.

Cargo por exceso de energía reactiva capacitiva igual al doble del cargo por exceso inductivo.

Los cargos por energía reactiva serán recalculados empleando el Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación (FAPPM), en la misma oportunidad en que se reajustan las tarifas en Barra de potencia en los respectivos sistemas eléctricos.

Para los Clientes Finales en barras de muy alta tensión (MAT) y alta tensión (AT) a que se refiere el Numeral 4 del Artículo 1° de la Resolución N° 010-93 P/CTE, la facturación por energía reactiva se efectuará de acuerdo al Numeral 8 del artículo 1° de la citada Resolución.

Artículo Cuarto: 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 70% del Sistema Aislado Típico A y 30% del Sistema Aislado Típico 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 Típico 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 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 Quinto: El Precio Promedio de la Energía a nivel Generación (PPEG) a que se refiere el Artículo 107° de la Ley de Concesiones Eléctricas será el correspondiente al Precio de Energía en Horas Fuera de Punta (PEMF) de las Barras siguientes:

Para el Sistema Interconectado Centro Norte (S.I.C.N.), Barra Santa Rosa 220 kV;

Para el Sistema Eléctrico Sur Este (S.S.E.), Barra Tintaya 138 kV.

Para el Sistema Eléctrico Sur Oeste (S.S.O.), Barra Socabaya 138 kV.

Para los Sistemas Aislados, S.E.B. Típico B.

Artículo Sexto: Fíjase el valor del Costo de Racionamiento en 59,0 ctm S/./ kWh para todos los sistemas eléctricos.

Artículo Sétimo.- Los precios de energía a nivel generación para los períodos de punta y fuera de punta (PEMP y PEMF) establecidos en el artículo 1° de la presente Resolución, incluyen un recargo por los costos de arranque, parada y mantenimiento de las centrales térmicas, equivalente a:

El COES establecerá el procedimiento para compensar a cada generador térmico por los costos de arranque, parada y mantenimiento incurridos por cada uno de ellos en la operación de sus centrales con los recursos provenientes de dicho recargo.

Dicho recargo será recalculado empleando el Factor de Actualización del Precio de la Energía (FAPEM), en la misma oportunidad en que se reajusten las Tarifas en Barra de Energía de los respectivos sistemas eléctricos.

Artículo Octavo: Para los Sistemas aislados a que se refiere la Resolución Ministerial N° 374-95-EM/DEP, las tarifas aplicables a los clientes finales se estructurarán considerando el número de horas que se definan en los correspondientes contratos.

Para fines tarifarios, el número de horas uso mensuales (NHUMS) mínimo a considerar será 150.

Artículo Noveno: Las condiciones de aplicación de las tarifas en barra fijadas en la presente resolución son las establecidas en la Resolución N° 015-95 P/CTE y sus modificatorias.

Artículo Décimo.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del 1° de mayo de 1996.

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

Regístrese, comuníquese y publíquese.