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PÆg. 290866 NORMAS LEGALES Lima, viernes 15 de abril de 2005 (8) S.E.B. Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel Nº 2)del departamento de Madre de Dios, aplicable alos sistemas de distribución eléctrica de Puerto Maldonado, Iberia e Iñapari. (9) S.E.B. Típico G: Sistema Aislado de generación Moyobamba - Tarapoto - Bellavista, aplicable alos 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 Dieselmayor al 50%, pertenecientes o atendidos por las Empresas Electro Ucayali o Electro Oriente, no pre- cisados 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 Generación, expresado en S/./kW-mes, determinado como el producto del PrecioBásico de la Potencia de Punta por el Fac-tor 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 Subestacio-nes Base del Sistema, expresado en cén-timos de S/./kW.h. PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Sub- estaciones Base del Sistema, expresadoen céntimos 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 Margi- nales 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 Fuera de Punta, expresado en céntimos de S/./kW.h. PCSPT : Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, expre-sado en S/./kW-mes CPSEE : Cargo de Peaje Secundario por Transmi- sión Equivalente en Energía, expresado en céntimos de S/./kW.h. Para el cálculo de los precios de potencia y energía para el resto de Subestaciones de cada sistema, seemplearán los valores de PEBP, PEBF y PPB, resultan-tes de aplicar las fórmulas (1), (2) y (3). El cargo CPSEE corresponde al que se consigna en la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD. A.1) PEAJES POR CONEXIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Los valores del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) son los siguientes: Cuadro Nº 2 Sistema de TransmisiónPCSPT S/./kW-mes SPT de REP 1,25 Celda 138 kV S.E. Azángaro 0,01 SPT de Eteselva 0,26 SPT de Redesur 0,94 SPT de Transmantaro 2,37 SPT de ISA 0,72 Cargo por Garantía por Red Principal TGP 9,04 Cargo por Garantía por Red Principal GNLC 0,74 Total SEIN 15,33A.2) PEAJES POR CONEXION EN SISTEMAS AIS- LADOS El valor del PCSPT para los Sistemas Aislados, con- templados en el Cuadro Nº 1, es igual a cero. 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 defi- nido, se determinará del cociente resultante de dividir el Precio en Barra de la Energía de la Subestación conPrecio en Barra definido entre el correspondiente Factorde Pérdida 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 Factorde Pérdida Marginal de Potencia (FPMP). En el caso de subestaciones en que el flujo preponde- rante de energía aporte a otra subestación con Preciosen 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 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 de Punta, por determinar. 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 segúnel procedimiento 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 Referen- cia por el respectivo Factor de Pérdidas Marginales de Ener-gía (FPME), agregando a este producto el Cargo Base dePeaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE). Se define: PEBP1 = PEBP0 * FPME + CBPSE (7) PEBF1 = PEBF0 * FPME + CBPSE (8) 13Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma:... b) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos margina-les antes calculados y la demanda, debidamente actualizados al 31 de marzo del año correspondiente; ... f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedi- miento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior 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 párrafo precedente; g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas 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 preciosbásicos; ...