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.
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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.
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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.
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4
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.
Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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.
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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.
Variable Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4
Empresa Luz del Sur Electro Centro Electro Sur Este Electro Sur EsteSistema Elctrico Lima Sur Huancayo Abancay Valle Sagrado
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
Variable Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
Variable Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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)
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
6.3 OPCIN TARIFARIA MT3 (2E1P)
Cargo fijo mensual (S/./cliente)
CFS = 2.96
Cargo por energa activa en horas de punta (Cent.S/./KW.h)
PEMTPEPP = 1.023712.51 = 12.80
Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h)
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa
(Cent.S/./Kvarh)
CER = 3.60
6.4 OPCIN TARIFARIA MT4 (1E1P)
Cargo fijo mensual (S/./cliente)
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
Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda (S/./KW-mes)
Clientes calificados como Presente en Horas de Punta
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
18/24
(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
Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa
(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
Cargo por energa activa en horas de punta (Cent.S/./KW.h)
PEMTPEBTPEPP = 1.02371.155912.51 = 14.80
Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h)
PEMTPEBTPEFP = 1.02371.15596.06 = 7.18
Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda en horas de punta
(S/./KW-mes)
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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
Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa
(Cent.S/./Kvarh)
CER = 3.607.2 OPCIN TARIFARIA BT3 (2E1P)
Cargo fijo mensual (S/./cliente)
CFS = 2.96
Cargo por energa activa en horas de punta (Cent.S/./KW.h)
PEMTPEBTPEPP = 1.02371.155912.51 = 14.80
Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h)
PEMTPEBTPEFP = 1.02371.15596.06 = 7.18
Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda (S/./KW-mes)
Clientes calificados como Presente en Horas de Punta
(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
Clientes calificados como Presente en Horas Fuera de Punta
(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
Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa
(Cent.S/./Kvarh)
CER = 3.60
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
20/24
7.3 OPCIN TARIFARIA BT4 (1E1P)
Cargo fijo mensual (S/./cliente)
CFS = 2.96
Cargo por energa activa (Cent.S/./KW.h)
PEMTPEBTPE = 1.02371.15597.65 = 9.05
Ep = 0.246 (Lima Sur)
PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65
Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda (S/./KW-mes)
Clientes calificados como Presente en Horas de Punta
(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
Clientes calificados como Presente en Horas Fuera de Punta
(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
Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa
(Cent.S/./Kvarh)
CER = 3.60
7.4 OPCIN TARIFARIA BT5 (1E)
Cargo fijo mensual (S/./cliente)
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
21/24
CFE = 1.80
Cargo por energa activa (Cent.S/./KW.h)
b1+b2 = 9.05 + 16.49 = 24.96
b1 = PEMTPEBTPE = 1.02371.15597.65 = 9.05
Ep = 0.246 (Lima Sur)
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)
Cargo fijo mensual (S/./cliente)
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
Ep = 0.246 (Lima Sur)
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
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
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 Fijo Mensual S/./cliente 2.96
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 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 Fijo Mensual S/./cliente 2.96
Cargo por Energa Activa Cent.S/./KW.h 7.83
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
8.2MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA BAJA TENSIN
BT2 (2E2P)
Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de dos potencias
Cargo Fijo Mensual S/./cliente 4.35
8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
23/24
Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KW.h 14.80
Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KW.h 7.18
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
Cargo Fijo Mensual S/./cliente 2.96
Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KW.h 14.80
Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KW.h 7.18
Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes:
Presentes en Punta S/./KW-mes 50.14
Presentes Fuera de Punta S/./KW-mes 40.41
Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa Activa Cent.S/./KVarh 3.60
BT4 (1E1P)
Tarifa con simple medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia
Cargo Fijo Mensual S/./cliente 2.96
Cargo por Energa Activa Cent.S/./KW.h 9.05
Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes:
Presentes en Punta S/./KW-mes 50.14
Presentes Fuera de Punta S/./KW-mes 40.41Alumbrado Pblico S/./KW-mes 65.95
Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa Activa Cent.S/./KVarh 3.60
BT5 (1E)
Tarifa con simple medicin de energa activa
Cargo Fijo Mensual S/./cliente 1.80
Cargo por Energa Activa Cent.S/./KW.h 25.54
BT6 (1P)
Tarifa con simple medicin de potencia
Cargo Fijo Mensual S/./cliente 1.80
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/8/22/2019 CAPTULO III.VALUACION Y TARIFACION
24/24
Top Related