TEXTO PAGINA: 31
Pág. 194313 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 25 de octubre de 2000 mos de S/./kW.h. PEMP y PEMF, determi- nados como el producto del Precio Básico de la Energía respectivo por el Factor de Pérdi- das Marginales de Energía. Artículo 47º, incisos d) y g) de la Ley. 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 :Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW-mes. CPSEE :Cargo por Peaje Secundario de Transmisión Equivalente en Energía, expresado en cénti- mos de S/./kW.h. Se define: PEBP =PEMP + CPSEE (1) PEBF =PEMF + CPSEE (2) PPB =PPM + PCSPT (3) 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). B)TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DE CENTRALES GENERADORAS El Precio en Barra de la energía en una subestación de central generadora, cuyo flujo preponderante de energía es hacia otra subestación con Precio en Barra definido, se determinará del cociente resultante de dividir el Precio en Barra de la energía en la Subestación con Precio en Barra definido entre el correspondiente factor de pérdida margi- nal de energía. El Precio en Barra de la potencia de punta en la Subestación de central generadora, se determinará divi- diendo el Precio en Barra de la potencia de punta de la Subestación con Precio en Barra definido entre el factor de pérdida marginal de potencia. En el caso de subestaciones en que el flujo preponde- rante de energía aporte a otra subestación con Precios en Barra definidos, se le aplicará el mismo procedimiento. Se define: PEBP1 =PEBP0 / FPME (4) PEBF1 =PEBF0 / FPME (5) PPB1 =PPB0 / FPMP (6) Donde: PEBP0 :Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, definido. PEBF0 :Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, definido. PPB0 :Precio en Barra de la Potencia en Horas de Punta, definido. 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 en Horas de Punta, por determinar. Los factores de pérdidas marginales (FPME y FPMP) se obtienen con las fórmulas indicadas en el numeral 2. 1.2TARIFAS 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 (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 de Pérdidas Marginales de Energía (FPME), agregando a este producto el Cargo Base por Peaje Secundario de Transmisión en Energía (CBPSE).Subestaciones Tensión PPM PEMP PEMF Base kV S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA INTERCONECTADO SUR (S.I.S.) Machupicchu 138 14,92 10,95 7,26 Cachimayo 138 15,20 11,15 7,39 Cusco (3) 138 15,22 11,11 7,41 Combapata 138 15,05 11,78 7,95 Tintaya 138 14,81 11,86 8,14 Ayaviri 138 13,30 11,66 8,19 Azángaro 138 12,47 11,20 7,87 Juliaca 138 12,97 11,68 8,16 Callalli 138 15,36 12,15 8,33 Santuario 138 15,66 12,00 8,40 Socabaya 138 16,07 12,14 8,52 Cerro Verde 138 16,12 12,17 8,48 Mollendo 138 16,18 12,22 8,40 Montalvo 138 16,12 11,92 8,47 Toquepala 138 15,91 11,87 8,47 Aricota 138 15,77 11,41 8,62 Aricota 66 15,53 11,31 8,58 Tomasiri 66 17,13 11,69 8,52 Tacna 66 17,90 11,79 8,47 SISTEMAS AISLADOS Típico A (4) MT 22,43 27,80 27,80 Típico B (5) MT 22,69 20,52 20,52 Típico C (6) MT 23,63 23,98 23,98 Típico E (7) MT 23,57 26,08 26,08 Típico F (8) MT 22,40 34,87 34,87 Típico G (9) MT 23,11 21,87 21,87 Típico H (10) MT 22,68 18,62 18,62 Notas: (1) S.E.B. Lima: Constituida por las Subestaciones Base Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan 220 kV. (2) A los valores señalados para los cargos de energía deberá añadirse el Cargo por Peaje Secundario de Transmisión desde la S.E.B. Tingo María 220 kV, el que se calculará empleando el procedimiento y los cargos unitarios establecidos en el literal C), inciso 1.2, numeral 1 del Artículo Primero de la Resolución Nº 004-2000 P/CTE. (3) S.E.B. Cusco: Constituida por las Subestaciones Base Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV. (4) S.E.B. Típico A: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combusti- ble Diesel Nº2) con predominio de potencia efec- tiva Diesel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos C, E, F, G y H siguientes. (5) S.E.B. Típico B: Otros Sistemas Aislados distin- tos al Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos C, E, F, G y H siguientes. (6) S.E.B. Típico C: Sistema Aislado Pucallpa, perte- neciente a la Empresa de Electricidad de Ucayali (Electro Ucayali). (7) S.E.B. Típico E: Sistema Aislado Iquitos, perte- neciente a la Empresa Electro Oriente. (8) S.E.B. Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel Nº2) del departamento de Madre de Dios pertenecien- te a la Empresa Electro Sur Este S.A. (9) S.E.B. Típico G: Sistema Aislado de generación Moyobamba-Tarapoto-Bellavista, perteneciente a la Empresa Electro Oriente. (10) S.E.B. Típico H: Sistema Aislado Bagua-Jaén. Donde: PPM :Precio de la Potencia de Punta a nivel genera- ción, expresado en S/./kW-mes, determinado como el producto del Precio Básico de la Poten- cia de Punta por el Factor de Pérdidas de Potencia. Artículo 47º, incisos f) y g) de la Ley. PPB :Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes. PEMP :Precio de Energía a nivel generación en Ho- ras 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 Subestacio- nes Base del Sistema, expresado en cénti-