CAPÍTULO III.VALUACION Y TARIFACION

8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION

1/24

CAPTULO III.1:

TARIFAS ELCTRICAS - FORMACIN DE LOS

PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD

1. GENERACIN Y TRANSMISIN

Los precios de la Electricidad para cada cliente representa el costo de abastecer el

suministro de manera econmica y se estructuran de acuerdo a los componentes que

forman cada sistema elctrico. De acuerdo con la Ley de Concesiones Elctricas (Ley

25844) el sector elctrico se divide en tres actividades: generacin, transmisin y

distribucin.

1. 1. La actividad de generacin (G) constituye el inicio de la cadena de costos e

involucra las centrales elctricas y sus instalaciones de transmisin (subestaciones

de transformacin y lneas) necesarias para transportarla energa producida y

colocarla a disposicin de los clientes. Los puntos donde la energa elctrica est a

la disposicin de todos los clientes se denominan subestaciones base o barras

base. El costo de la generacin es cubierto por los precios base de energa y

potencia. El precio base de energa viene expresado en cntimos de sol por

kilowatthora (kWh) y el precio base de la potencia en soles por kilowatt (kW).

2. 2. La actividad de transmisin (T) se subdivide en transmisin principal y

transmisin secundaria. El sistema principal de transmisin (SPT) est conformado

nicamente por las lneas de transmisin que unen subestaciones o barras base ypermiten el libre trnsito de la electricidad sin asignar responsabilidad particular a

ningn generador por dicho transito. El conjunto de barras y lneas que forman el

SPT constituye un mercado mayorista para el desarrollo de las transacciones del

negocio elctrico. El sistema secundario de transmisin (SST) est conformado por

las subestaciones de lneas y barras de transmisin en las cuales es posible

identificar al usuario (generador, distribuidor o cliente final) responsable por el uso

de dichas instalaciones. El SST permite en un caso a los generadores colocar su

energa en el mercado mayorista (SSTg) o directamente a un cliente, y en el otro

caso, la adquisicin de energa del mercado mayorista para un cliente en particular

(SSTd).

3. 3. La actividad de distribucin (D) est conformada por las redes de media (MT) y

baja (BT) tensin necesaria para distribuir la energa comprada a los generadores

desde el mercado mayorista hacia los consumidores o usuarios finales.

Las redes elctricas del sistema peruano estn clasificados en 4 niveles de tensin:

1. 1. Muy alta tensin (MAT),tensiones superiores a 100kV.

2. 2. Alta tensin (AT), tensiones superiores a 30kv e inferiores a 100kV.


2/24

3. 3. Media tensin (MT), tensiones superiores a 440 V e inferiores a 30kV.

4. 4. Baja tensin (BT), tensiones inferiores a 440 V.

La Fig. III.1.1 muestra en forma simplificada la estructura del sector elctrico y laformacin del precio. Se observa la descomposicin vertical del sistema elctrico(generacin, transmisin y distribucin) y la agregacin de costos para cada barra de

consumo. Los precios en la barra base (barra A) del sistema incluyen los costos

degeneracin ms los costos de transmisin principal. Los precios en la barra D

(llamada tambin barra equivalente de media tensin) incorporan al precio de la barra

base los costos de transmisin secundaria desde la barra A hasta la barra D

(subestaciones y lneas). Los precios en la barra F (de clientes de baja tensin)

incorporan al precio de la barra D los costos de distribucin en media y baja tensin.

Fig. III.1.1

Tal como se muestra en la Fig. III.1.2, el precio base est formado por los costos degeneracin y los costos del sistema principal de transmisin, estando ubicados en las

barras de MAT del sistema elctrico. Por otro lado el precio en la barra equivalente de

media tensin (MT) es igual a la suma del precio base ms los costos del SST. El precio

a los clientes finales de BT son iguales al precio de la barra equivalente de MT ms el

valor Agregado de distribucin (VAD) de la empresa distribuidora. Si bien las figuras

superiores muestran la agregacin de los costos para formar los precios a los diversos

clientes segn su ubicacin en red elctrica (barra base de origen y nivel de tensin desuministro), es necesario precisar que las tarifas se estructuran en costos fijos y costos

STPBASE


3/24

variables. Los costos fijos vienen expresados generalmente por unidad de potencia y los

costos variables por unidad de energa.

2. DISTRIBUCIN

Las tarifas de electricidad a cliente final reconocen los costos de Generacin,

Transmisin y Distribucin, las mismas que son reguladas por la CTE.

En el siguiente esquema se muestra la formacin del precio de electricidad desde el

precio en barra publicado hasta el precio aplicable a los clientes finales de media y baja

tensin.

MT

BT

SE MT/ BT

Usuario

Baja

Tensin

Distribucin MT Distribucin BT

Precio en Barra Equivalente MT

MT

AT

Usuario

Media

Tensin

Precio en Barra AT

MAT

GeneracinTransmisin

Precio en Barra MAT

Transmisin Secundaria

Prdidas Marginales de Potencia y Energa

Peajes de Conexin por Transformacin y Transporte

ADBT Prdidas de potencia

y energa en BT

VADMT Prdidas de potencia

y energa en MT

Fig. III.1.2

A continuacin explicaremos el procedimiento de clculo tarifario a clientes finales a

partir de los precios en la barra equivalente de media tensin.

Valor Agregado de Distribucin (VAD)El VAD representa el costo total en que se incurre para poner a disposicin del cliente la

potencia y energa desde la barra equivalente de media tensin hasta el punto de

empalme de la acometida.

VAD

Costos asociados al usuario

Prdidas estndares de

distribucin en potencia y energa

Costos estndares de inversin,

mantenimiento y operacin


4/24

En el siguiente esquema se muestra la desagregacin de los costos de distribucin. Para

un cliente en media tensin los precios en barra equivalente se expanden adicionando el

valor agregado de media tensin ms las prdidas de energa y potencia asociadas en

media tensin. Para un cliente en baja tensin a los precios obtenidos para el cliente en

media tensin se adiciona el valor agregado de baja tensin ms las prdidas de energa

y potencia asociadas en baja tensin.

PBEMT

VADMT

FPMT

FPBT

VADBT

G y T

D - MT

D - BT

Costo Media Tensin

Costo Baja Tensin

PBEMT : Precios en barra equivalente de media tensin

VADMT : Valor agregado de distribucin MT

FPMT : Factor de expansin de prdidas MT

VADBT : Valor agregado de distribucin BT

FPBT : Factor de expansin de prdidas BT

La Resolucin N 023-97 P/CTE fija los valores agregados de distribucin y las

frmulas tarifarias de las tarifas aplicables a clientes finales en media y baja tensin del

servicio pblico de electricidad.

Opciones TarifariasLa Resolucin N 024-97 P/CTE establece las opciones tarifarias y condiciones de

aplicacin aplicables a los clientes finales.


5/24

Media TensinMT2 : 2E2P

MT3 : 2E1P Calificacin: p y fpMT4 : 1E1P Calificacin: p y fp

Media TensinMT2 : 2E2P

MT3 : 2E1P Calificacin: p y fpMT4 : 1E1P Calificacin: p y fp

Baja TensinBT2 : 2E2P

BT3 : 2E1P Calificacin: p y fpBT4 : 1E1P Calificacin: p y fp

BT5 : 1EBT6 : 1P

Baja TensinBT2 : 2E2PBT3 : 2E1P Calificacin: p y fpBT4 : 1E1P Calificacin: p y fpBT5 : 1E

BT6 : 1P

Opciones de Medida2E2P : Dos mediciones de energa y dos de potencia2E1P : Dos mediciones de energa y una de potencia

1E1P : Una medicin de energa y una de potencia1E : Una medicin de energa

1P : Una medicin de potencia

Calificacinp : Calificacin como presente en puntafp : Calificacin como presente fuera de punta

Calificacin de los Sistemas Elctricos de Distribucin

La Resolucin Directoral N 101-97-EM/DGE estableci los sectores tpicos de

distribucin para el perodo Noviembre 1997 Octubre 2001 y la metodologa de

calificacin de los sistemas elctricos en cada uno de los sectores tpicos. Los sectores

tpicos de distribucin establecidos son:

Sector Descripcin Sistema Elctrico

Representativo

Sector 1 Urbano de alta densidad Lima Sur

Sector 2 Urbano de media y baja densidad Huancayo

Sector 3 Urbano rural Abancay

Sector 4 Rural Valle Sagrado

Tarifas a Clientes Finales en Media y Baja Tensin

El modelo de clculo de las tarifas a clientes finales toma los precios en barra

equivalente de media tensin y a travs de las variables y constantes de clculo se

obtienen los cargos mximos por opcin tarifaria en media y baja tensin.


6/24

VADMT VADBT

CFE CFS

CFH CER

Precios en Barra

Equivalente MT

Variables

Constantes

FCPPMT - BT / FCFPMT - BT

CMT - BT PP / CMT - BT FP

PEMT - BT / PPMT - BT (Anual)

NHUBT

PTPMT - BT

FBP / Ep (Anual )

Factor de Economa de Escala (Anual)

PP

PEPP

PEFP

CARGOS MAXIMOS POR

OPCION TARIFARIA

MT y BT

MODELO DE

CALCULO

TARIFARIO

3. CONSTANTES DE CLCULOLas constantes de clculo son factores que se utilizan dentro del clculo tarifario para

calcular las tarifas de los clientes finales en funcin al nivel de tensin de suministro, su

presencia en el sistema como cliente en punta o fuera de punta y la opcin de medida

elegida por el cliente.

Asimismo, se considera los factores de economa de escala, el factor de ponderacin del

precio de la energa en barra y el factor de balance de potencia.

3.1 FACTORES DE CORRECCION DEL VAD

El factor de correccin modifica el VAD por las ventas de potencia en horas fuera de

punta de las empresas de distribucin.

PTPMT : Factor de Correccin del VADMT

PTPBT : Factor de Correccin del VADBT

Empresa PTPMT PTPBT

Coelvisa 0.96 0.99

Edecaete 0.96 0.99

Edelnor 0.93 0.93

Electro Centro 0.96 0.99

Electro Norte 0.96 0.99

Electro Norte Medio 0.96 0.99

Electro Nor Oeste 0.96 0.99


7/24

Electro Oriente 0.93 0.99

Electro Sur 0.90 0.96

Electro Sur Este 0.96 0.99

Electro Sur Medio 0.90 0.99

Electro Ucayali 0.96 0.99

Emsemsa 0.99 0.99

Luz del Sur 0.95 0.91

Seal 0.96 0.99

Sersa 0.99 0.99

Otras 0.99 0.99

El PTPMT y PTPBT para sistemas aislados con demandas mximas menores a 12 MWes igual a 0.99 y 0.99 respectivamente.

3.2 FACTORES DE EXPANSIN DE PRDIDAS EN MT Y BT

Los factores de expansin de prdidas representan el valor reconocido por la venta de

cada unidad de potencia o energa dentro de cada subsistema de distribucin.

PEMT y PPMT : Factor de Expansin de Prdidas de Energa y Potencia en MT

PEBT y PPBT : Factor de Expansin de Prdidas de Energa y Potencia en BT

Para el perodo de regulacin Noviembre 1997 Octubre 2001, se ha previsto la

reduccin gradual de las prdidas reconocidas en cuatro etapas de un ao cada una.

Los factores de expansin de prdidas por empresa y por sector tpico para la primera

etapa (01/11/97 al 31/10/98) son:

Sector 1 Sector 3

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

Edelnor 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 Coelvisa 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Luz del Sur 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 Edecaete 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

Edelnor 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

Electro Centro 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Norte 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Sector 2 Electro NorteMedio

1.0281 1.0527 1.3017 1.3794

Electro Nor Oeste 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816


8/24

Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Electro Oriente 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Edecaete 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 Electro Sur 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Edelnor 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 Electro Sur Este 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Centro 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Sur Medio 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Norte 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Seal 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

Electro Norte

Medio

1.0248 1.0423 1.2791 1.3272

Electro Nor Oeste

1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Sector 4

Electro Oriente 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364

Electro Sur 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT

Electro Sur Este 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Edelnor 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622

Electro Sur

Medio

1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Centro 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Ucayali 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Sur 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Emsemsa 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Sur Este 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Seal 1.0365 1.0540 1.1939 1.2471 Electro Sur Medio

1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Sersa 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Seal 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

3.3 FACTORES DE COINCIDENCIA EN MT Y BT

Los factores de coincidencia representan la simultaneidad de las mximas demandas de

los clientes agrupados por nivel de tensin respecto a la mxima demanda del conjunto

de clientes.

FCPPMT y FCFPMT : Factor de Coincidencia para demandas de punta y fuera de punta en MT

FCPPBT y FCFPBT : Factor de Coincidencia para demandas de punta y fuera de punta en BT

Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

FCPPMT 0.899 0.861 0.750 0.750

FCFPMT 0.905 0.839 0.713 0.713

FCPPBT 0.876 0.790 0.752 0.752

FCFPBT 0.832 0.587 0.576 0.576


9/24

3.4 FACTORES DE CONTRIBUCIN A LA PUNTA EN MT y BT

Los factores de contribucin a la punta representan la participacin de los clientes de

simple medicin de potencia en la punta del sistema.

CMTPP y CMTFP : Factor de Contribucin en MT para demandas presentes en punta y fuera de

punta

CBTPP y CBTFP : Factor de Contribucin en BT para demandas presentes en punta y fuera de

punta

- - Opciones tarifarias MT3, MT4, BT3 y BT4


CMTPP 0.70 0.70 0.77 0.77

CMTFP 0.49 0.35 0.38 0.38

CBTPP 0.61 0.62 0.66 0.66

CBTFP 0.37 0.27 0.28 0.28

- - Opcin tarifaria BT4 (Alumbrado Pblico)

Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4CBTPP 1.00 1.00 1.00 1.00

3.5 NMERO DE HORAS DE USO (NHUBT)

El NHUBT representa el nmero de horas mensuales promedio de utilizacin de los

clientes de la opcin tarifaria BT5.


NUHBT 400 320 300 275

3.6 FACTORES DE ECONOMIA A ESCALA

Los factores de economa de escala consideran la reduccin de los valores agregados de

distribucin y cargos fijos por la disminucin de la incidencia de las inversiones y


10/24

costos fijos respecto a las variables a medida que aumentan las ventas de electricidad

por el incremento en el nmero y consumo de los clientes.

A partir de la fecha que se indica, los valores del VADMT, VADBT, CFE, CFS y CFH

deben ser multiplicados por los factores de economa de escala siguientes:

- - Sector 1

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9940 0.9938 0.9938

01/11/1999 0.9850 0.9876 0.9876

01/11/2000 0.9840 0.9875 0.9815

- - Sector 2

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9948 0.9843 0.9848

01/11/1999 0.9896 0.9690 0.9698

01/11/2000 0.9845 0.9539 0.9552

- - Sector 3

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9941 0.9927 0.9927

01/11/1999 0.9883 0.9854 0.9859

01/11/2000 0.9825 0.9782 0.9782


11/24

- - Sector 4

Fecha CFE

CFS

CFH

VADMT VADBT

01/11/1997 1.0000 1.0000 1.0000

01/11/1998 0.9911 0.9940 0.9929

01/11/1999 0.9822 0.9880 0.9859

01/11/2000 0.9735 0.9821 0.9789

3.7 FACTOR DE PONDERACIN DEL PRECIO DE LA ENERGA EN

BARRA (Ep)

El Ep pondera el precio de la energa en horas punta y en horas fuera de punta en la

barra equivalente de MT. De esta manera, se determina el cargo por energa de las

opciones tarifarias de sinple medicin de energa.

PEFPEpPEPPEpPE += )1(

Ep : Factor de Ponderacin de Energa para tarifas monomias

PEPP : Precio de Energa de Punta en la Barra Equivalente de MT

PEFP : Precio de Energa Fuera de Punta en la Barra equivalente de MT

3.8 FACTOR DE BALANCE DE POTENCIA COINCIDENTE EN HORAPUNTA (FBP)

El FBP representa el factor de ajuste entre la potencia ingresada menos las prdidas

eficientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. El FBP se deber

calcular anualmente para cada sistema elctrico con demanda mxima superior a 12

MW.

4. VARIABLES DE CLCULO1[1]

4.1 VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIN DE MEDIA Y BAJATENSIN

1 [1] Los valores actualizados de las variables de clculo consideran los factores de actualizacin vigentes para el mes

de julio de 1998.


12/24

El VAD corresponde al reconocimiento de la inversin elctrica, rentabilidad, gastos de

operacin y mantenimiento de las instalaciones elctricas de distribucin.

VMTPP y VMTFP : Valor Agregado de Distribucin en MT para demandas de punta y fuera depunta (S/./KW-mes)

VBTPP y VBTFP : Valor Agregado de Distribucin en BT para demandas de punta y fuera de

punta (S/./KW-mes)

VMTFP = VADMTa FBP VMTFP = VAD de MT en fuera de punta

VMTPP = PTPMT VMTFP VMTPP = VAD de MT en punta

VBTFP = VADBTa FBP VBTFP = VAD de BT en fuera de punta

VBTPP = PTPBT VBTFP VBTPP = VAD de BT en punta

Valores Agregados de Distribucin Actualizados

VADMTFAVADMTFEEVADMTa =

VADBTFAVADBTFEEVADBTa =

Donde:

FEE : Factor de Economa de Escala

FAVADMT : Factor de Actualizacin del VADMT

FAVADBT : Factor de Actualizacin del VADBT

Variable Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4

VADMT 8.015 5.892 15.446 19.268

VADBT 28.557 28.132 26.938 38.271

FEE 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

FAVADMT 1.0767 1.0731 1.0692 1.0692

FAVADBT 1.0695 1.0673 1.0661 1.0670

VADMTa 8.630 6.323 16.515 20.601

VADBTa 30.542 30.025 28.719 40.835

Para el clculo de los valores agregados de distribucin en punta y fuera de punta

consideremos el PTPMT y PTPBT de las empresas cuyos sistemas elctricos son

representativos de cada sector tpico. El valor del FBP es igual a 1.00.


Empresa Luz del Sur Electro Centro Electro Sur Este Electro Sur EsteSistema Elctrico Lima Sur Huancayo Abancay Valle Sagrado


13/24

VMTFP 8.630 6.323 16.515 20.601

VMTPP 8.198 6.070 15.854 19.777

VBTFP 30.542 30.025 28.719 40.835

VBTPP 27.793 29.725 28.431 40.427

4.2 CARGO FIJO MENSUAL

Los cargos fijos representan los costos asociados (lectura del medidor, procesamiento,

emisin, reparto y cobranza de la factura) a la facturacin de los clientes

independientemente de su demanda de potencia y energa.

CFS, CFH y CFE : Cargo fijo mensual para opciones de una potencia contratada,

medicin horaria y simple medicin (S/./cliente)

Cargos Fijos Mensuales Actualizados

CFEFACFEFEECFEa =

CFSFACFSFEECFSa =

CFHFACFHFEECFHa =

Donde:

FEE : Factor de Economa de EscalaFACFE : Factor de Actualizacin del CFE

FACFS : Factor de Actualizacin del CFS

FACFH : Factor de Actualizacin del CFH


CFE 1.707 1.566 1.566 1.792

CFS 2.797 2.797 2.797 2.797

CFH 4.117 4.117 4.117 4.297

FEE 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000

FACFE 1.0573 1.0573 1.0573 1.0573

FACFS 1.0573 1.0573 1.0573 1.0573

FACFH 1.0573 1.0573 1.0573 1.0573

CFEa 1.80 1.66 1.66 1.89

CFSa 2.96 2.96 2.96 2.96

CFHa 4.35 4.35 4.35 4.54


14/24

4.3 CARGO POR ENERGA REACTIVA (CER)

El CER es el cargo por consumo de energa reactiva que se adiciona a la facturacin de

las opciones tarifarias MT2, MT3, MT4, BT2, BT3 y BT4 cuando esta excede el 30%

de la energa activa total mensual.

CER : Cargo por energa reactiva que exceda el 30% de la

energa activa total mensual (Cent. S/./KVARh)

Cargo por Energa Reactiva Actualizado

CERFACERCERa =

Donde:

FACER : Factor de Actualizacin del CER


CER 3.260 3.260 3.260 3.260

FACER 1.1040 1.1040 1.1040 1.1040

CERa 3.60 3.60 3.60 3.60

5.COMPONENTES DE LA FACTURA

Los cargos componentes de la factura dependen de la opcin tarifaria. En el siguiente

esquema se muestran los cargos componentes para las opciones tarifarias MT2 y BT2.

F A C T U R ACargo por Potencia Contratadao Mxima Demanda Leda

Horas Punta

Exceso de Potencia

Cargo por Energa Reactiva

Cargo por Energa Activa

Horas Punta

Horas Fuera de Punta

Cargo Fijo

6. CLCULO DE CARGOS POR OPCIN TARIFARIA

El ejemplo muestra la manera de calcular los cargos mximos para las opcionestarifarias MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4, BT5 y BT6 del sistema elctrico Lima Sur


15/24

(Sector Tpico 1). Los cargos componentes de cada opcin tarifaria y sus frmulas de

clculo se encuentran establecidos en la Resolucin N 023-97 P/CTE.

6.1 PRECIOS EN BARRA EQUIVALENTE MT

En el siguiente cuadro se muestran los precios en barra equivalente de media tensin de

los principales sistemas elctricos del pas. Los precios corresponden a los vigentes para

el mes de julio de 1998.

SISTEMA SECTOR

TPICO

Potencia

S/./KW-mes

Energa HP

Cent.S/./KW.h

Energa HFP

Cent.S/./KW.h

AREQUIPA 2 26.38 9.27 8.17

CHICLAYO-ILLIMO 2 21.76 11.32 5.48

CUSCO 2 23.30 9.98 7.94

HUANCAYO 2 23.67 11.84 5.74

ICA 2 23.52 12.61 6.35

IQUITOS 2 27.31 15.05 15.05

LIMA NORTE 1 23.17 12.49 6.05

LIMA SUR 1 23.26 12.51 6.06

PIURA 2 21.44 11.26 5.45

PUCALLPA 2 27.31 14.65 14.65

TACNA 2 24.39 10.50 9.69

TRUJILLO 2 22.50 11.57 5.60

Para el sistema elctrico Lima Sur se tiene los siguientes precios en barra equivalente de

media tensin:

PP = 23.26 S/./KW-mes PEPP = 12.51 Cent. S/./KW.h PEFP = 6.06 Cent. S/./KW.h

6.2 OPCIN TARIFARIA MT2 (2E2P)

Cargo fijo mensual (S/./Cliente)

CFH = 4.35

Cargo por energa activa en horas de punta (Cent.S/./KW.h)


16/24

PEMTPEPP = 1.023712.51 = 12.80

Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h)

PEMTPEFP = 1.02376.06 = 6.21

Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda en horas de punta

(S/./KW-mes)

(PPMTPP+VMTPP)FCPPMT = (1.032023.26+8.198)0.899 = 28.95

Cargo por exceso de la potencia contratada o mxima demanda leda en horasfuera de punta (S/./KW-mes)

VMTFPFCFPMT = 8.6300.905 = 7.81

Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa

(Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.60


Cargo fijo mensual (S/./cliente)

CFS = 2.96


PEMTPEPP = 1.023712.51 = 12.80



17/24

PEMTPEFP = 1.02376.06 = 6.21

Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda (S/./KW-mes)

Clientes calificados como Presente en Horas de Punta

(PPMTPP+VMTPP)CMTPP+(1-CMTPP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.70+(1-0.70)8.6300.905 = 24.88

Clientes calificados como Presente en Horas Fuera de Punta

(PPMTPP+VMTPP)CMTFP+(1-CMTFP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.49+(1-0.49)8.6300.905 = 19.76


(Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.60



CFS = 2.96

Cargo por energa activa (Cent.S/./KW.h)

PEMTPE = 1.02377.65 = 7.83

Ep = 0.246 (Lima Sur)

PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65




18/24

(PPMTPP+VMTPP)CMTPP+(1-CMTPP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.70+(1-0.70)8.6300.905 = 24.88


(PPMTPP+VMTPP)CMTFP+(1-CMTFP)VMTFPFCFPMT

= (1.032023.26+8.198)0.49+(1-0.49)8.6300.905 = 19.76


(Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.60

7. DETERMINACION DE LOS PRECIOS DE LOS CARGOS DELAS OPCIONES TARIFARIAS EN BAJA TENSIN

7.1 OPCIN TARIFARIA BT2 (2E2P)

Cargo fijo mensual (S/./Cliente)

CFH = 4.35


PEMTPEBTPEPP = 1.02371.155912.51 = 14.80


PEMTPEBTPEFP = 1.02371.15596.06 = 7.18

Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda en horas de punta

(S/./KW-mes)


19/24

(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)FCPPBT

= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.876 = 57.77

Cargo por exceso de la potencia contratada o mxima demanda leda en horasfuera de punta (S/./KW-mes)

VBTFPFCFPBT = 30.5420.832 = 25.41


(Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.607.2 OPCIN TARIFARIA BT3 (2E1P)


CFS = 2.96


PEMTPEBTPEPP = 1.02371.155912.51 = 14.80


PEMTPEBTPEFP = 1.02371.15596.06 = 7.18



(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1-CBTPP)VBTFP

FCFPBT= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.61+(1-0.61)30.542

0.832 = 50.14


(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTFP+(1-CBTFP)VBTFPFCFPBT

= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.37+(1-0.37)30.5420.832 = 40.41


(Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.60


20/24

7.3 OPCIN TARIFARIA BT4 (1E1P)


CFS = 2.96


PEMTPEBTPE = 1.02371.15597.65 = 9.05


PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65



(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1-BTPP)VBTFPFCFPBT

= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.61+(1-0.61)30.5420.832 = 50.14


(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTFP+(1CBTFP)VBTFPFCFPBT=

(1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)0.37+(1-0.37)30.5420.832 = 40.41

Alumbrado Pblico

(PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1CBTPP)VBTFPFCFPBT=

(1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)1+(1-1)30.5420.832 = 65.95


(Cent.S/./Kvarh)

CER = 3.60

7.4 OPCIN TARIFARIA BT5 (1E)



21/24

CFE = 1.80


b1+b2 = 9.05 + 16.49 = 24.96

b1 = PEMTPEBTPE = 1.02371.15597.65 = 9.05


PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65

b2 = (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)/NHUBT100

= (1.03201.185023.26+8.198 1.1850+27.793)/400100 = 16.49

7.5 OPCIN TARIFARIA BT6 (1P)


CFE = 1.80

Cargo por potencia activa (Cent.S/./W)

b1+b2 = 3.62 + 6.60 = 10.22

b1 = PEMTPEBTPENHUBT/1000 = 1.02371.15597.65400/1000 = 3.62


PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65

b2 = (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)/10

= (1.03201.185023.26+8.1981.1850+27.793)/10 = 6.59


22/24

8. PLIEGO TARIFARIO

El pliego tarifario resultante del Sistema Elctrico Lima Sur (Sector Tpico 1)

correspondiente al mes de mayo de 1998 con los cargos de cada opcin tarifaria en

media y baja tensin sin incluir IGV, es el siguiente:

8.1 MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA MEDIA TENSIN

MT2 (2E2P)

Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de dos potencias

Cargo Fijo Mensual S/./cliente 4.35

Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KW.h 12.80

Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KW.h 6.21

Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda en HP S/./KW-mes 28.95

Cargo por Exceso de Potencia Contratada o Mxima Demanda en HFP S/./KW-mes 7.81

Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la EnergaActiva

Cent.S/./KVarh 3.60

MT3 (2E1P)

Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia




Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes:

Presentes en Punta S/./KW-mes 24.88

Presentes Fuera de Punta S/./KW-mes 19.76

Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa

Activa

Cent.S/./KVarh 3.60

MT4 (1E1P)

Tarifa con simple medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia


Cargo por Energa Activa Cent.S/./KW.h 7.83




Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa

Activa

Cent.S/./KVarh 3.60

8.2MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA BAJA TENSIN

BT2 (2E2P)

Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de dos potencias



23/24



Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda en HP S/./KW-mes 57.77

Cargo por Exceso de Potencia Contratada o Mxima Demanda en HFP S/./KW-mes 25.41

Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa Activa Cent.S/./KVarh 3.60

BT3 (2E1P)

Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia








BT4 (1E1P)

Tarifa con simple medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia





Presentes Fuera de Punta S/./KW-mes 40.41Alumbrado Pblico S/./KW-mes 65.95


BT5 (1E)

Tarifa con simple medicin de energa activa



BT6 (1P)

Tarifa con simple medicin de potencia


Cargo por Potencia Cent.S/./W 10.22

Nota: Para la seleccin de la tarifa elctrica ms ptima existe el software AmigoTarifario V.3 el cul adems le permite aprender a manejar el sistema tarifario del Per

y aplicarlo a su empresa si Ud., se encuentra en las tarifas MT2, MT3, MT4 o en las

tarifas BT2,BT3, BT4. Este Software puede bajarlo gratuitamente de la pgina Web del

PAE:

http://wwww.rcp.net.pe/PAE/.
http://wwww.rcp.net.pe/PAE/http://wwww.rcp.net.pe/PAE/


24/24

Documents

CAPÍTULO III.VALUACION Y TARIFACION