NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 20 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2004 (20/09/2004)

/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G37/G36/G38/G30/G33 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 20 de setiembre de 2004 Notas: (1) S.E.B. Lima: Constituida por las Subestaciones Base Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan 220 kV. (2) Para el cálculo de los Precios en la Barra Equivalente de Media Tensión de los Sistemas de Distribución Eléctrica Pasco, Pasco Rural 1 y Pasco Rural2 pertenecientes a la Empresa de Distribución Eléctrica Electrocentro S.A.se adoptará como referencia 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 Subestaciones Base Socabaya 138 kV y Chilina 138 kV. Para el cálculo de los Precios en la Barra Equivalentede Media Tensión de los Sistemas de Distribución Eléctrica Arequipa, Yuray Puquina-Omate-Ubinas se adoptará como referencia la Subestación BaseArequipa 138 kV. (5) S.E.B. Típico A: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléc- trica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectivaDiesel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e Isiguientes. (6) S.E.B. Típico B: Otros Sistemas Aislados distintos al Típico A, no precisa- dos en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes. (7) S.E.B. Típico E: Sistema Aislado de generación Iquitos, aplicable al siste- ma de distribución eléctrica de Iquitos. (8) S.E.B. Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel (com- bustible Diesel Nº 2) del departamento de Madre de Dios, aplicable a lossistemas 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 Tarapoto,Tabalosos y Rioja. (10) S.E.B. Típico H: Sistema Aislado de generación Bagua – Jaén, aplicable a los sistemas de distribución eléctrica de Bagua - Jaén y Utcubamba. (11) S.E.B. Típico I: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléc- trica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectivaDiesel mayor al 50%, pertenecientes o atendidos por las Empresas ElectroUcayali o Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G yH. Se define: PEBP = PEMP + CPSEE (1) PEBF = PEMF + CPSEE (2)PPB = PPM + PCSPT (3) Donde: PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en S/./kW-mes, determinado como el producto del Precio Básicode la Potencia 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 la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos deS/./kW.h. PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Pun- ta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en cén-timos de S/./kW.h.PEMP y PEMF, determinados como el producto del Precio Bási-co de la Energía respectivo por el Factor de Pérdidas Marginalesde Energía. Artículo 47º, incisos d) y g) de la Ley 12. 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, expre- sado en céntimos de S/./kW.h. PCSPT: Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, expresado en S/./kW-mes CPSEE: Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Ener- gía, expresado en céntimos de S/./kW.h. Para el cálculo de los precios de potencia y energía para el resto de Subes- taciones de cada sistema, se emplearán los valores de PEBP, PEBF y PPB,resultantes de aplicar las fórmulas (1), (2) y (3). El cargo PCSPT corresponde al fijado por la Resolución OSINERG N° 069- 2004-OS/CD y sus modificatorias. El cargo CPSEE corresponde al consignado en la Resolución OSINERG N° 070-2004-OS/CD y sus modificatorias. 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 definido,se determinará del cociente resultante de dividir el Precioen Barra de la Energía de la Subestación con Precio en Barra definido entre el correspondiente Factor de PérdidaMarginal de Energía (FPME). El Precio en Barra de la Potencia de Punta en una Sub- estación de Central Generadora, se determinará dividien-do el Precio en Barra de la Potencia de Punta de la Subes-tación con Precio en Barra definido entre el Factor de Pér-dida Marginal de Potencia (FPMP). En el caso de subestaciones en que el flujo preponde- rante de energía aporte a otra subestación con Precios enBarra 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, de- finido. 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 Resolu-ción OSINERG Nº 070-2004-OS/CD y sus modificatorias. 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 pro-cedimiento siguiente: A) Tarifas en Barra de la Energía Los Precios en Barra de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta) serán el resultado de multiplicar los Pre-cios en Barra de la energía en una Subestación de Refe-rencia por el respectivo Factor de Pérdidas Marginales deEnergía (FPME), agregando a este producto el Cargo Basede Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBP-SE). Se define:PEBP1 = PEBP0 * FPME + CBPSE (7) PEBF1 = PEBF0 * FPME + CBPSE (8) 12Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma:...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 considerarápara 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 losprecios básicos; ...