tarifas elÉctricas

VALUACION Y TARIFACION ELECTRICAObj100

TARIFAS ELCTRICAS - FORMACIN DE LOS PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD 1. GENERACIN Y TRANSMISINLos 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. 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. 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 y permiten 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. 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. Muy alta tensin (MAT),tensiones superiores a 100kV. 2. Alta tensin (AT), tensiones superiores a 30kv e inferiores a 100kV. 3. Media tensin (MT), tensiones superiores a 440 V e inferiores a 30kV. 4. Baja tensin (BT), tensiones inferiores a 440 V. La Fig. 1.1 muestra en forma simplificada la estructura del sector elctrico y la formacin del precio. Se observa la descomposicin vertical del sistema elctrico (generacin, transmisin y distribucin) y la agregacin de costos para cada barra de Alvarez Rodriguez, Jimmy Abel


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. 1.1 Tal como se muestra en la Fig. 1.2, el precio base est formado por los costos de generacin 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 de suministro), es necesario precisar que las tarifas se estructuran en costos fijos y costos variables. Los costos fijos vienen expresados generalmente por unidad de potencia y los costos variables por unidad de energa.

2. DISTRIBUCINLas 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.

Alvarez Rodriguez, Jimmy Abel


Fig. 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 Distribucion (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.

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 Alvarez Rodriguez, Jimmy Abel


media tensin se adiciona el valor agregado de baja tensin ms las prdidas de energa y potencia asociadas en baja tensin.

PBEMT VADMT FPMT VADBT FPBT

: : : : :

Precios en barra equivalente de media tensin Valor agregado de distribucin MT Factor de expansin de prdidas MT Valor agregado de distribucin BT 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.



M e d i a M e d i aM T 2 M T 2 M T 3 M T 3 M T 4 M T 4

T en n s i T:E en 2 n s 2 i P

:E 2 2 P :E 2 1 P :E 2 1 P :E 1 1 P :E 1 1 P

Cc p a i :y lc n ia f i Cc p a i :y lc n ia f i Cc p a i :y lc n ia f i Cc p a i :y lc n ia f i

f p f p f p f p

Bj a a ja a BB T 2 B T 2 B T 3 B T 3 B T 4 B T 4 B T 5 B T 5 B T 6 B T 6

T n en ns si in T e

:E 2 2 P :E 2 2 P :E 2 1 P :E 2 1 P :E 1 1 P :E 1 1 P :E 1 :E 1 :P 1 :P 1

Cc p a i :y lc n ia f i Cc p a i :y lc n ia f i Cc p a i :y lc n ia f i Cc p a i :y lc n ia f i

f p f p f p f p

Oe p s c d i o e n2 E 2 P 2 E 1 P 1 E 1 P 1 E 1 P p f p

:o D s :o D s : U n a : U n a : U n a : :

M e d i d a

me en d s io c i me en d s io c i m en d i c i m d en d e i c i m d en d e i c i

d e

d e e n e r g a d e e n e r g a e n e r g a e n e r g a pc oi t a e n pn re n ee s e t pn re ee s t

y

yd de o s y u n a u n a d e

pc oi t a e n d e pc oi t a e n pc oi t a e n

Cc a i lc n ia f i

Cc a i lc n ia f i Cc a i lc n ia f i

c o m o c o m o

p u n t a fr e u e a d p u n t a

Md e i d a i a M eM T 2 M T 2 M T 3 M T 3 M T 4 M T 4

Ts in ein ns T E e : 2 n 2P

:E 2P 2 :E 2P 1 :E 2P 1 :E 1P 1 :E 1P 1

Cci n y aa : li c p i f Cci n y aa : li c p i f Cci n y aa : li c p i f Cci n y aa : li c p i f

f p f p f p f p

Ba aj j a a B B T 2B T 2 B T 3 B T 3 B T 4 B T 4 B T 5 B T 5 B T 6 B T 6

Ts in ein ns T e n :E 2P 2 :E 2P 2:E 2P 1 :E 2P 1 :E 1P 1 :E 1P 1 :E 1 :E 1 :P 1 :P 1

Cci n y aa : li c p i f Cci n y aa : li c p i f Cci n y aa : li c p i f Cci n y aa : li c p i f

f p f p f p f p

O nd p ee c s i o2P E 2 2P E 1 1P E 1 1 E 1 P p f p

:o D s :o D s : U n a : U n a : U n a

Ma e d i d

mi n e os d e i c mi n e os d e i c mi n e d i c mi n e e d d i c mi n e e d d i c

d e

d e er n a e g d e er n a e g er n a e g er n a e g pn oc t i ea pe e rst n en e pe rst en e

y

ys dd oe pn oc t i ea y u n a d e pn oc t i ea u n a d e pn oc t i ea

Cia n aci l c i f

: Cci n aa li c i f : Cci n aa li c i f

co o m co o m

pt u n a fed u e r a

pt u n a

M ei eid d a Ma M T 2M T 2 M T 3 M T 3 M T 4 M T 4

T es n es n n Ti i 22 n P : E

:22 E P :21 E P :21 E P :11 E P :11 E P

Cii a p a cc n y lf i : Cii a p a cc n y lf i : Cii a p a cc n y lf i : Cii a p a cc n y lf i :

f p f p f p f p

Baa aa j j B B T 2B T 2 B T 3 B T 3 B T 4 B T 4 B T 5 B T 5 B T 6 B T 6

T es n es n n Ti i :22 n E P

:22 E P :21 E P :21 E P :11 E P :11 E P :1 E :1 E :1 P :1 P

Cii a p a cc n y lf i : Cii a p a cc n y lf i : Cii a p a cc n y lf i : Cii a p a cc n y lf i :

f p f p f p f p

Oin d p oe e c s22 E P 21 E P 11 E P 1 E 1 P :D o s :D o s : U n a : U n a : U n a

Mi a ed dmi i n ec e do s mi i n ec e do s mi i n ec d mi i n e ec d d mi i n e ec d d d e d e ee nr a g d e ee nr a g ee nr a g ee nr a g pt na o c ei p sn e r een e t p sn r ee e t y od ds e pt na o c ei y ua n d e pt na o c ei y ua n d e pt na o c ei

Cii ai n afcc l p f p : Cii a a cc n lf i : Cii a a cc n lf i cm oo cm oo pn ut a fe d ur e a pn ut a

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 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Urbano de alta densidad Urbano de densidad Urbano rural Rural media y baja Lima Sur Huancayo Abancay 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.



Precios enBarra Equivalente MTPP PEPP PEFP

VariablesVADMT CFE CFH VADBT CFS CER

ConstantesFCPPMT - BT / FCFPMT - BT CMT - BT PP / CMT - BT FP PEMT - BT / PPMT - BT (Anual) NHUBT PTPMT - BT FBP / Ep (Anual ) Factor deEconoma deEscala (Anual)

MODELO DE CALCULO TARIFARIO

CAR GOS M AXIMOS POR OPCION TARIFARIA MT y BT

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.

1. FACTORES DE CORRECCION DEL VADEl factor de correccin modifica el VAD por las ventas de potencia en horas fuera de punta de las empresas de distribucin.PTPMT PTPBT = = Factor de Correccin del VADMT Factor de Correccin del VADBT

Empresa Coelvisa Edecaete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio

PTPMT 0.96 0.96 0.93 0.96 0.96 0.96 0.96 0.93 0.9 0.96 0.9

PTPBT 0.99 0.99 0.93 0.99 0.99 0.99 0.99 0.99 0.96 0.99 0.99



Electro Ucayali Emsemsa Luz del Sur Seal Sersa Otras

0.96 0.99 0.95 0.96 0.99 0.99

0.99 0.99 0.91 0.99 0.99 0.99

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

2. FACTORES DE EXPANSIN DE PRDIDAS EN MT Y BTLos 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 PEBT y PPBT = Potencia = Potencia Factor de Expansin de Prdidas de Energa y en MT Factor de Expansin de Prdidas de Energa y 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 Empresa Edelnor Luz del Sur PEMT PPMT PEBT PPBT Sector 3 Empresa Coelvisa Edecaete Edelnor Electro Centro Electro Norte Sector 2 Electro Medio PEMT PPMT PEBT PPBT

1.0237 1.0320 1.1559 1.1850 1.0237 1.0320 1.1559 1.1850

1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622 1.0297 1.0533 1.1743 1.2622 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Norte 1.0281 1.0527 1.3017 1.3794

Electro Nor Oeste 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 Empresa Edecaete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Medio PEMT PPMT PEBT PPBT Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 1.0263 1.0429 1.1559 1.2184 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364

Electro Sur Medio 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 Seal 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

Norte 1.0248 1.0423 1.2791 1.3272 Sector 4

Electro Nor Oeste 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364

Empresa Edelnor

PEMT PPMT PEBT

PPBT

1.0297 1.0533 1.1743 1.2622



Electro Sur Medio 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 Electro Ucayali Emsemsa Seal Sersa 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364 1.0365 1.0540 1.1939 1.2471 1.0248 1.0423 1.1832 1.2364

Electro Centro Electro Sur Electro Sur Este

1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816

Electro Sur Medio 1.0281 1.0527 1.2026 1.2816 Seal 1.0400 1.0647 1.2136 1.2930

3. FACTORES DE COINCIDENCIA EN MT Y BTLos 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 FCPPBT y FCFPBT : : Factor de Coincidencia para demandas de punta y fuera de punta en MT Factor de Coincidencia para demandas de punta y fuera de punta en BT

Factor FCPPMT FCFPMT FCPPBT FCFPBT

Sector 1 0.899 0.905 0.876 0.832

Sector 2 0.861 0.839 0.790 0.587

Sector 3 0.750 0.713 0.752 0.576

Sector 4 0.750 0.713 0.752 0.576

4. FACTORES DE CONTRIBUCIN A LA PUNTA EN MT y BTLos 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 CBTPP y CBTFP = = Factor de Contribucin en MT para demandas presentes en punta y fuera de punta Factor de Contribucin en BT para demandas presentes en punta y fuera de punta

-

Opciones tarifarias MT3, MT4, BT3 y BT4Factor CMTPP CMTFP CBTPP CBTFP Sector 1 0.70 0.49 0.61 0.37 Sector 2 0.70 0.35 0.62 0.27 Sector 3 0.77 0.38 0.66 0.28 Sector 4 0.77 0.38 0.66 0.28

-

Opcin tarifaria BT4 (Alumbrado Pblico)Factor CBTPP Sector 1 1.00 Sector 2 1.00 Sector 3 1.00 Sector 4 1.00



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 NUHBT Sector 1 400 Sector 2 320 Sector 3 300 Sector 4 275

6. FACTORES DE ECONOMIA A ESCALALos 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 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 1Fecha CFE CFS CFH 01/11/1997 01/11/1998 01/11/1999 01/11/2000 1.0000 0.9940 0.9850 0.9840 1.0000 0.9938 0.9876 0.9875 1.0000 0.9938 0.9876 0.9815 VADMT VADBT

-


-

Sector 3Fecha CFE CFS CFH VADMT VADBT



01/11/1997 01/11/1998 01/11/1999 01/11/2000

1.0000 0.9941 0.9883 0.9825

1.0000 0.9927 0.9854 0.9782

1.0000 0.9927 0.9859 0.9782

-


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.

PE = Ep PEPP + (1 Ep ) PEFPEp PEPP PEFP : : : Factor de Ponderacin de Energa para tarifas monomias Precio de Energa de Punta en la Barra Equivalente de MT Precio de Energa Fuera de Punta en la Barra equivalente de MT

8. FACTOR DE BALANCE DE POTENCIA COINCIDENTE EN HORA PUNTA(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. VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIN DE MEDIA Y BAJA TENSINEl 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 de punta (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 VMTPP = PTPMT VMTFP VBTFP = VADBTa FBP VBTPP = PTPBT VBTFP

VMTFP = VAD de MT en fuera de punta VMTPP = VAD de MT en punta VBTFP = VAD de BT en fuera de punta VBTPP = VAD de BT en punta

Valores Agregados de Distribucin Actualizados

VADMTa = FEE FAVADMT VADMT

VADBTa = FEE FAVADBT VADBTDonde: FEE FAVADMT FAVADBTVariable VADMT VADBT FEE FAVADMT FAVADBT VADMTa VADBTa

: : :

Factor de Economa de Escala Factor de Actualizacin del VADMT Factor de Actualizacin del VADBTSector 1 8.015 28.557 1.0000 1.0767 1.0695 8.630 30.542 Sector 2 5.892 28.132 1.0000 1.0731 1.0673 6.323 30.025 Sector 3 15.446 26.938 1.0000 1.0692 1.0661 16.515 28.719 Sector 4 19.268 38.271 1.0000 1.0692 1.0670 20.601 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 Empresa Sistema Elctrico VMTFP VMTPP VBTFP VBTPP Sector 1 Luz del Sur Lima Sur 8.630 8.198 30.542 27.793 Sector 2 Electro Centro Huancayo 6.323 6.070 30.025 29.725 Sector 3 Electro Sur Este Abancay 16.515 15.854 28.719 28.431 Sector 4 Electro Sur Este Valle Sagrado 20.601 19.777 40.835 40.427

2. CARGO FIJO MENSUALAlvarez Rodriguez, Jimmy Abel


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, CFE CFH y : Cargo fijo mensual para opciones de una potencia contratada, medicin horaria y simple medicin (S/./cliente)

Cargos Fijos Mensuales Actualizados

CFEa = FEE FACFE CFECFS a = FEE FACFS CFSCFH a = FEE FACFH CFHDonde: FEE FACFE FACFS FACFHVariable CFE CFS CFH FEE FACFE FACFS FACFH CFEa CFSa CFHa

: : : :

Factor Factor Factor FactorSector 1 1.707 2.797 4.117 1.0000 1.0573 1.0573 1.0573 1.80 2.96 4.35

de de de de

Economa de Escala Actualizacin del CFE Actualizacin del CFS Actualizacin del CFHSector 3 1.566 2.797 4.117 1.0000 1.0573 1.0573 1.0573 1.66 2.96 4.35 Sector 4 1.792 2.797 4.297 1.0000 1.0573 1.0573 1.0573 1.89 2.96 4.54

Sector 2 1.566 2.797 4.117 1.0000 1.0573 1.0573 1.0573 1.66 2.96 4.35

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

CERa = FACER CERDonde: FACERVariable CER FACER CERa

:

Factor de Actualizacin del CERSector 1 3.260 1.1040 3.60 Sector 2 3.260 1.1040 3.60 Sector 3 3.260 1.1040 3.60 Sector 4 3.260 1.1040 3.60

5. COMPONENTES DE LA FACTURALos 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.

Cargo Fijo

Cargo por Energa Activa Horas Punta Horas Fuera de Punta

FACTURACargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda Leda Horas Punta Exceso de Potencia

Cargo por Energa Reactiva

6. CLCULO DE CARGOS POR OPCIN TARIFARIAEn este trabajo se calculara los cargos mximos para las opciones tarifarias MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4, BT5 y BT6 del sistema elctrico EDECAETE (Sector 2).

1. PRECIOS EN BARRA EQUIVALENTE MTEn 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. Asimismo al ubicarse nuestro sistema a analizar en el sur de Lima, consideramos la barra de alimentacin, LIMA SUR.SECTOR SISTEMA Potencia Energa HP Energa HFP



AREQUIPA CHICLAYO-ILLIMO CUSCO HUANCAYO ICA IQUITOS LIMA NORTE LIMA SUR PIURA PUCALLPA TACNA TRUJILLO

2 2 2 2 2 2 1 1 2 2 2 2

26.38 21.76 23.3 23.67 23.52 27.31 23.17 23.26 21.44 27.31 24.39 22.5

9.27 11.32 9.98 11.84 12.61 15.05 12.49 12.51 11.26 14.65 10.5 11.57

8.17 5.48 7.94 5.74 6.35 15.05 6.05 6.06 5.45 14.65 9.69 5.6

Para el sistema elctrico EDECAETE 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

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) PEMTPEPP = 1.026312.51 = 12.84 Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h) PEMTPEFP = 1.02636.06 = 6.22 Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda en horas de punta (S/./KWmes) (PPMTPP+VMTPP)FCPPMT = (1.042923.26+6.070)0.861 = 26.11 Cargo por exceso de la potencia contratada o mxima demanda leda en horas fuera de punta (S/./KW-mes) VMTFPFCFPMT = 6.3230.839 = 7.24 Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa (Cent.S/./Kvarh) CER = 3.60

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 = 1.026312.51 = 12.84 Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h) PEMTPEFP = 1.02376.06 = 6.22 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 = 22.82 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 = 14.06 Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa (Cent.S/./Kvarh) CER = 3.60



4. OPCIN TARIFARIA MT4 (1E1P) Cargo fijo mensual (S/./cliente) CFS = 2.96 Cargo por energa activa (Cent.S/./KW.h) PEMTPE = 1.02637.65 = 7.85 Ep = 0.246 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 (PPMTPP+VMTPP)CMTPP+(1-CMTPP)VMTFPFCFPMT = (1.042923.26+6.070)0.70+(1-0.70)6.3230.839 = 22.82 Clientes calificados como Presente en Horas Fuera de Punta (PPMTPP+VMTPP)CMTFP+(1-CMTFP)VMTFPFCFPMT = (1.042923.26+6.070)0.35+(1-0.35)6.3230.839 = 14.06 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 DE LASOPCIONES TARIFARIAS EN BAJA TENSIN

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 = 1.02631.155912.51 = 14.84 Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h) PEMTPEBTPEFP = 1.02631.15596.06 = 7.19 Cargo por potencia contratada o mxima demanda leda en horas de punta (S/./KWmes) (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)FCPPBT = (1.04291.218423.26+6.0701.2184+29.725)0.790 = 52.67 Cargo por exceso de la potencia contratada o mxima demanda leda en horas fuera de punta (S/./KW-mes) VBTFPFCFPBT = 30.0250.587 = 17.62 Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa (Cent.S/./Kvarh) CER = 3.60



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 = 1.02631.155912.51 = 14.84 Cargo por energa activa en horas fuera de punta (Cent.S/./KW.h) PEMTPEBTPEFP = 1.02631.15596.06 = 7.19 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)VBTFPFCFPBT = (1.04291.218423.26+6.0701.2184+29.725)0.62+(1-0.62)30.0250.587 = 48.04 Clientes calificados como Presente en Horas Fuera de Punta (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTFP+(1-CBTFP)VBTFPFCFPBT = (1.04291.218423.26+6.0701.2184+29.725)0.27+(1-0.27) 30.0250.587 = 30.87 Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa (Cent.S/./Kvarh) CER = 3.60

3. OPCIN TARIFARIA BT4 (1E1P) Cargo fijo mensual (S/./cliente) CFS = 2.96 Cargo por energa activa (Cent.S/./KW.h) PEMTPEBTPE = 1.02631.15597.65 = 9.07 Ep = 0.246 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 = (1.04291.218423.26+6.0701.2184+29.725)0.62+(1-0.62)30.0250.587 = 48.04 Clientes calificados como Presente en Horas Fuera de Punta (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTFP+(1-CBTFP)VBTFPFCFPBT= = (1.04291.218423.26+6.0701.2184+29.725)0.27+(1-0.27) 30.0250.587 = 30.87 Alumbrado Pblico (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)CBTPP+(1-CBTPP)VBTFPFCFPBT = (1.04291.218423.26+6.0701.2184+29.725)1+(1-1)30.5420.832 = 66.68 Cargo por energa reactiva que exceda el 30% del total de la energa activa (Cent.S/./Kvarh) CER = 3.60 Alvarez Rodriguez, Jimmy Abel


4. OPCIN TARIFARIA BT5 (1E) Cargo fijo mensual (S/./cliente) CFE = 1.66 Cargo por energa activa (Cent.S/./KW.h) b1+b2 = 9.07 + 20.84 = 24.96 Ep = 0.246 PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65 b1 = PEMTPEBTPE = 1.02631.15597.65 = 9.07 b2 = (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)/NHUBT100 = (1.04291.218423.26+6.070 1.2184+29.725)/320100 = 20.84

5. OPCIN TARIFARIA BT6 (1P) Cargo fijo mensual (S/./cliente) CFE = 1.80 Cargo por potencia activa (Cent.S/./W) b1+b2 = 2.90 + 6.67 = 9.57 Ep = 0.246 PE = EpPEPP + (1-Ep)PEFP = 0.24612.51 + (1-0.246)6.06 = 7.65 b1 = PEMTPEBTPENHUBT/1000 = 1.02631.15597.65320/1000 = 2.90 b2 = (PPMTPPBTPP+VMTPPPPBT+VBTPP)/10 = (1.04291.218423.26+6.070 1.2184+29.725)/10 = 6.67

8. PLIEGO TARIFARIOEl pliego tarifario resultante del Sistema Elctrico EDECAETE (sector 2), con los cargos de cada opcin tarifaria en media y baja tensin sin incluir IGV, es el siguiente:

1. MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA MEDIA TENSINMT2 (2E2P) Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de dos potencias Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa en Punta Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda en HP Cargo por Exceso de Potencia Contratada o Mxima Demanda en HFP S/./cliente Cent.S/./KW.h Cent.S/./KW.h S/./KW-mes S/./KW-mes 4.35 12.84 6.22 26.11 7.24 3.60

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

MT3 (2E1P) Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia



Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa en Punta Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes: Presentes en Punta Presentes Fuera de Punta

S/./cliente Cent.S/./KW.h Cent.S/./KW.h

2.96 12.84 6.22

S/./KW-mes S/./KW-mes

22.82 14.06 3.60


MT4 (1E1P) Tarifa con simple medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes: Presentes en Punta Presentes Fuera de Punta S/./KW-mes S/./KW-mes 22.82 14.06 3.60 S/./cliente Cent.S/./KW.h 2.96 7.85


2. MODELO DE PLIEGO TARIFARIO PARA BAJA TENSINBT2 (2E2P) Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de dos potencias Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa en Punta Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda en HP Cargo por Exceso de Potencia Contratada o Mxima Demanda en HFP Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa Activa S/./cliente Cent.S/./KW.h Cent.S/./KW.h S/./KW-mes S/./KW-mes Cent.S/./KVarh 4.35 14.84 7.19 52.67 17.62 3.60

BT3 (2E1P) Tarifa con doble medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa en Punta Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes: Presentes en Punta Presentes Fuera de Punta Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa Activa S/./KW-mes S/./KW-mes Cent.S/./KVarh 48.04 30.87 3.60 S/./cliente Cent.S/./KW.h Cent.S/./KW.h 2.96 14.84 7.19

BT4 (1E1P) Tarifa con simple medicin de energa activa y contratacin o medicin de una potencia Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa S/./cliente Cent.S/./KW.h 2.96 9.07



Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda para Clientes: Presentes en Punta Presentes Fuera de Punta Alumbrado Pblico Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total de la Energa Activa S/./KW-mes S/./KW-mes S/./KW-mes Cent.S/./KVarh 48.04 30.87 66.68 3.60

BT5 (1E) Tarifa con simple medicin de energa activa Cargo Fijo Mensual Cargo por Energa Activa S/./cliente Cent.S/./KW.h 1.66 29.91

BT6 (1P) Tarifa con simple medicin de potencia Cargo Fijo Mensual Cargo por Potencia S/./cliente Cent.S/./W 1.66 9.57


tarifas elÉctricas

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