TEXTO PAGINA: 43
PÆg. 253137 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 15 de octubre de 2003 (2) Para el cálculo de los Precios en la Barra Equiva- lente de Media Tensión de los Sistemas de Distri- bución Eléctrica Pasco, Pasco Rural 1 y Pasco Rural 2 pertenecientes a la Empresa de Distribución Eléc-trica Electrocentro S.A. se adoptará como referen- cia la Subestación Base Oroya Nueva 50 kV. (3) S.E.B. Cusco: Constituida por las Subestaciones Base Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV. (4) S.E.B. Arequipa: Constituida por las Subestacio- nes Base Socabaya 138 kV y Chilina 138 kV. Parael cálculo de los Precios en la Barra Equivalente de Media Tensión de los Sistemas de Distribu- ción Eléctrica Arequipa, Yura y Puquina-Omate-Ubinas se adoptará como referencia la Subesta- ción Base Arequipa 138 kV. (5) S.E.B. Típico A: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combusti- ble Diesel Nº 2) con predominio de potencia efec- tiva Diesel mayor al 50%, no precisados en losSistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes. (6) S.E.B. Típico B: Otros Sistemas Aislados distin- tos al Típico A, no precisados en los SistemasTípicos E, F, G, H e I siguientes. (7) S.E.B. Típico E: Sistema Aislado de generación Iquitos, aplicable al sistema de distribución eléc-trica de Iquitos. (8) S.E.B. Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel Nº 2)del departamento de Madre de Dios, aplicable a los sistemas de distribución eléctrica de Puerto Maldonado, Iberia e Iñapari. (9) S.E.B. Típico G: Sistema Aislado de generación Moyobamba - Tarapoto - Bellavista, aplicable a los sistemas de distribución eléctrica de Tarapo-to, Tabalosos y Rioja. (10) S.E.B. Típico H: Sistema Aislado de generación Bagua - Jaén, aplicable a los sistemas de distri-bución eléctrica de Bagua - Jaén y Utcubamba. (11) S.E.B. Típico I: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible Die-sel Nº 2) con predominio de potencia efectiva Die- sel mayor al 50%, pertenecientes o atendidos por las Empresas Electro Ucayali o Electro Oriente, noprecisados en los Sistemas Típicos E, F, G y H. Se define:PEBP =PEMP + CPSEE (1) PEBF =PEMF + CPSEE (2)PPB =PPM + PCSPT (3) Donde: PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Ge- neración, expresado en S/./kW-mes, deter-minado como el producto del Precio Básico de la Potencia de Punta por el Factor de Pérdidas de Potencia. Artículo 47º, incisosf) y g) de la Ley. PPB : Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes. PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimosde S/./kW.h. PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestacio-nes Base del Sistema, expresado en cénti- mos de S/./kW.h. PEMP y PEMF, determinados como el pro-ducto del Precio Básico de la Energía res- pectivo por el Factor de Pérdidas Margina- les de Energía. Artículo 47º, incisos d) y g)de la Ley 13. 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 Fue- ra de Punta, expresado en céntimos de S/./ kW.h. PCSPT: Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, expresa- do en S/./kW-mes CPSEE: Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía, expresado en cén- timos de S/./kW.h.Para el cálculo de los precios de potencia y energía para el resto de Subestaciones de cada sistema, se em- plearán los valores de PEBP, PEBF y PPB, resultantes de aplicar las fórmulas (1), (2) y (3). El cargo PCSPT corresponde al fijado por la Resolu- ción OSINERG Nº 057-2003-OS/CD y sus modificatorias. El cargo CPSEE corresponde al consignado en la Re- solución OSINERG Nº 105-2003-OS/CD y sus modifica- torias. 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 ener- gía es hacia otra subestación con Precio en Barra defini-do, se determinará del cociente resultante de dividir el Precio en Barra de la Energía de la Subestación con Pre- cio en Barra definido entre el correspondiente Factor dePérdida Marginal de Energía (FPME). El Precio en Barra de la Potencia de Punta en una Subestación de Central Generadora, se determinará di-vidiendo 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 (FPMP). 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 Fue- ra de Punta, definido. PPB0 : Precio en Barra de la Potencia 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 Fue- ra de Punta, por determinar. PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar. Los Factores de Pérdidas Marginales FPME y FPMP corresponden a los definidos y consignados en la Reso-lución OSINERG Nº 105-2003-OS/CD y sus modificato- rias. 1.2 TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES DI- FERENTES 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: 13Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES ef ectuará los cálculos correspondientes en la siguiente f orma: ...d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos mar- ginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente ac-tualizados; ... f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedi- miento que se establezca en el Reglamento, considerando como límitesuperior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafoprecedente; g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdi- das de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión.Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los pre- cios básicos; ...