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Timestamp: 2020-07-15 18:46:16+00:00

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Fijan Precios Barra Sus Correspondientes Factores RCDOSIEMO OSINERGMIN - Perú Legal
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Fijan Precios Barra Sus Correspondientes Factores RCDOSIEMO OSINERGMIN
RCDOSIEMO 068-2020-OS/CD
Los informes del Subcomité de Generadores y del Subcomité de Transmisores del Comité de Operación Econó…
Los informes del Subcomité de Generadores y del Subcomité de Transmisores del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ("SUBCOMITÉS"); los Informes de la Gerencia de Regulación de Tarifas del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería ("Osinergmin") Nº 193-2020-GRT, Nº 194-2020-GRT y Nº 195-2020-GRT.
Que, Osinergmin, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 3 de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en los artículos 27 y 52, literales p)
y u), de su Reglamento General, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y en el literal h) del artículo 22 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas ("RLCE"), aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; tiene el encargo de fijar los Precios en Barra para los suministros a que se refiere el literal d) del artículo 43 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas ("LCE");
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Que, mediante Resolución Nº 080-2012-OS/CD
se aprobó la Norma "Procedimientos para la Fijación de Precios Regulados", en la cual se incorpora, como Anexo A.1, el "Procedimiento para la Fijación de Tarifas en Barra", el mismo que contiene los plazos para las diferentes etapas que deben llevarse a cabo tales como la publicación de los estudios de los SUBCOMITÉS, las audiencias públicas previstas, la presentación de observaciones y su correspondiente subsanación, la publicación del proyecto tarifario para comentarios, entre otras que garantizan la participación y transparencia, en el marco de la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas;
Que, el Procedimiento para la fijación de Tarifas en Barra, inició el 14 de noviembre de 2019 con la presentación de los Estudios Técnico Económicos por parte de los SUBCOMITÉS. Osinergmin, en cumplimiento de dicho procedimiento, convocó la realización de una audiencia pública para que los SUBCOMITÉS expusieran el contenido y sustento de sus Estudios Técnico Económicos, la misma que se realizó el 27 de noviembre de 2019;
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Que, seguidamente, Osinergmin presentó sus observaciones a los referidos estudios, incluyendo aquellas que se presentaron como consecuencia de la audiencia pública. Al respecto, en el artículo 52 de la LCE
se dispone que, absueltas las observaciones o vencido el plazo sin que ello se realice, Osinergmin procederá a fijar y publicar las tarifas en barra o precios en barra y sus fórmulas de reajuste mensual;
Que, asimismo, conforme se dispone en la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, y en concordancia con la Tercera Disposición Complementaria Transitoria de la misma Ley, Osinergmin ha verificado que los precios en barra no difieran en más de diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones. La mencionada verificación se ha efectuado según lo previsto en el "Procedimiento para la Comparación de Precios Regulados" aprobado por Resolución Nº 273-2010-OS/CD;
Que, de acuerdo a lo establecido por el artículo 107 de la LCE, en el artículo 215 del RLCE y en el literal t) del artículo 52 de su Reglamento General, Osinergmin deberá fijar, simultáneamente con los Precios en Barra, el precio promedio de la energía a nivel generación; así como, el valor del Costo de Racionamiento;
Que, igualmente, en cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 136 y 137 del RLCE, corresponde a Osinergmin fijar el Ingreso Tarifario Esperado, el Peaje por Conexión y el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, así como sus correspondientes fórmulas de reajuste;
Que, conforme lo establece el Anexo Nº 7 del "Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica Etecen - Etesur", suscrito por el Estado Peruano con Red de Energía del Perú S.A., Osinergmin deberá establecer cada año, el valor actualizado de la Remuneración Anual ("RA"), para cada periodo tarifario anual. La RA comprende los ingresos por Remuneración Anual Garantizada (RAG) que se encuentran en función de los valores de adjudicación previstos en el contrato, más los ingresos por Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) tomando en cuenta, en su oportunidad, los valores auditados y de la Puesta en Operación Comercial (Acta de POC), así como la información disponible vinculante a la Administración.
Como quiera que dicha RA inﬂ uye en el cálculo del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, se requiere fijar su valor en la misma oportunidad en que se aprueben los Precios en Barra;
Que, según los Contratos del Sistema Garantizado de Transmisión y lo previsto en el "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión" mediante Resolución Nº 200-2010-OS/ CD; corresponde en esta misma oportunidad, efectuar la preliquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante "SGT"), para la determinación del Cargo de Peaje de Transmisión Unitario del SGT. La citada norma aplica al presente proceso, posteriormente aplicarán las normas de liquidación aprobadas con Resoluciones Nº 055-2020-OS/CD y Nº 056-2020-OS/CD, para las respectivas instalaciones dentro de sus alcances;
Que, de conformidad con el artículo 19 de la Norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión", aprobada por Resolución Nº 217-2013-OS/ CD, los Precios en Barra desde las Barras de Referencia de Generación (antes Subestaciones Base) hasta las correspondientes barras de Muy Alta Tensión, Alta Tensión y Media Tensión de los Sistemas Secundarios de Transmisión o Sistemas Complementarios de Transmisión, se obtendrán considerando los factores de pérdidas medias determinados para cada Área de Demanda definida de acuerdo con la Resolución Nº 083-2015-OS/CD y sus modificatorias;
Que, adicionalmente, conforme a lo dispuesto en el artículo 29 de la Ley Nº 28832, Osinergmin deberá aplicar, para los usuarios regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, un Mecanismo de Compensación a fin de que el Precio a Nivel Generación sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión;
Que, a su vez, mediante Resolución Ministerial Nº 067-2020-MEM/DM, publicada el 25 de febrero de 2020, el Ministerio de Energía y Minas determinó el Monto Específico para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados aplicable para el respectivo periodo tarifario;
Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 30 de la Ley Nº 28832 y por el artículo 5 del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM, a los precios en barra de los Sistemas Aislados, Osinergmin deberá aplicar en cada regulación anual dicho mecanismo de compensación, para lo cual se seguirá el procedimiento establecido en el mencionado artículo;
Que, de conformidad con las reglas contractuales de la Concesión "Suministro de Energía para Iquitos" y con lo dispuesto en el artículo 130 del RLCE, corresponde a Osinergmin determinar el Costo Variable No Combustible (CVNC) de la concesionaria Genrent del Perú S.A.C., perteneciente a los Sistemas Aislados, de forma anual, hasta contar con la información por el periodo previsto en el Procedimiento Técnico del COES Nº 34, luego de ello, corresponderá determinar el CVNC con la vigencia que dispone dicha norma supletoria, que es superior a la vigencia anual que se está considerando, según se sustente en dicha oportunidad;
Que, adicionalmente, se ha considerado separar las actualizaciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con respecto a las de los sistemas aislados, a fin de evitar que las ﬂ uctuaciones de los factores de actualización de los segundos afecten innecesariamente las tarifas del primero, o viceversa;
Que, por otro lado, conforme a la Resolución Nº 651-2008-OS/CD, expedida para dar cumplimiento al Decreto Legislativo Nº 1041, se aprobó la Norma "Compensación Adicional por Seguridad de Suministro", en cuyo artículo 4 se señala que el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS) se establecerá en cada proceso de fijación de Precios en Barra; ello al amparo del Decreto Legislativo Nº 1041;
Que, mediante Resolución Nº 001-2010-OS/CD, se aprobó la Norma "Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables", posteriormente modificada con Resolución Nº 040-2016-OS/CD. Estas resoluciones fueron expedidas en cumplimiento del Decreto Legislativo Nº 1002 y su reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 012-2011-EM, y comprenden los cargos por Prima los cuales deben ser publicados en la resolución con la que se establezcan los Precios en Barra;
Que, de acuerdo a lo previsto en el numeral 4.3 del artículo 4 de la Ley Nº 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético, modificada mediante Ley Nº 29969, Ley que dicta disposiciones a fin de promover la masificación del gas natural, el recargo pagado por los generadores eléctricos será compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del sistema principal de transmisión, entendido como Cargo Unitario por Compensación FISE, el cual debe ser publicado en la resolución que establezca los Precios en Barra;
Que, además, mediante Decreto Supremo Nº 044-2014-EM, se dictaron disposiciones orientadas a brindar confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, en el marco de la Ley Nº 29970. En el artículo 3 del citado decreto supremo se estableció que los costos totales, incluyendo los costos financieros que se incurran en la implementación de las medidas temporales que incrementen o restituyan la seguridad del suministro de electricidad, serán cubiertos mediante el Cargo por Confiabilidad de la Cadena de Suministro conforme lo disponen los numerales 1.2 y 1.3 del artículo 1 de la Ley Nº 29970, el cual debe ser publicado en caso sea aplicable, en la resolución con la cual se establezcan los Precios en Barra, según el "Procedimiento Compensación por Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía", aprobado con Resolución Nº 140-2015-OS/CD;
Que, mediante Resolución Nº 073-2016-OS/CD, se aprobó la Norma "Procedimiento Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica", expedida en cumplimiento de la Ley Nº 29970 y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo Nº 038-2013-EM, la misma que comprende los Cargos Unitarios por Capacidad de Generación Eléctrica que compensan a los proyectos adjudicados en el Nodo Energético del Sur, los cuales deben ser publicados en la resolución que establezca los Precios en Barra;
Que, en cumplimiento de lo establecido en la Ley Nº 27838, mediante Resolución Nº 021-2020-OS/CD, se dispuso la publicación, en el diario oficial El Peruano y en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución mediante el cual se fijan los precios en barra y demás conceptos tarifarios aplicables, así como la relación de información que la sustenta; con la finalidad de recibir comentarios y sugerencias para su correspondiente análisis y, de ser el caso, su incorporación en la versión definitiva de la resolución;
Que, del mismo modo, se convocó a Audiencia Pública Descentralizada para el sustento y exposición de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados para la elaboración del proyecto de resolución publicado, la misma que se llevó a cabo el 05 de marzo de en las ciudades de Arequipa, Lima y Trujillo. Asimismo, dentro del plazo establecido se recibieron comentarios de los interesados. Asimismo, dentro del plazo establecido, que venció el 12 de marzo de 2020, se recibieron comentarios de los siguientes interesados: Subcomité de Generadores del COES (Representante: Fenix Power Perú), Electro Zaña S.A.C., Electro Ucayali S.A., Electroperú S.A. (Sr.
Ronald Gonzáles), Engie Energía Perú S.A., Genrent del Perú S.A.C., Red de Energía del Perú S.A., Consorcio Transmantaro S.A., Adinelsa, Electro Puno S.A.A., Electro Oriente S.A. y el Señor Enrique Huanca;
Que, cabe precisar que, mediante Decreto de Urgencia Nº 029-y sus prórrogas (Decreto de Urgencia Nº 053-y el Decreto Supremo Nº087-2020-PCM), se estableció la suspensión del cómputo de los plazos de inicio y de tramitación de los procedimientos administrativos y procedimientos de cualquier índole, incluso los regulados por leyes y disposiciones especiales, que se encuentren sujetos a plazo hasta el 10 de junio de 2020. A partir del 11 de junio de 2020, corresponde emitir y publicar el acto administrativo tarifario, reanudándose el proceso y sus etapas;
Que, asimismo, hasta el inicio de vigencia de las nuevas tarifas, en concordancia con lo establecido en los
artículos 54 y 75 de la LCE y el artículo 154 del RLCE, aplican las tarifas aprobadas mediante Resolución Nº 061-2019-OS/CD, sus modificatorias y actualizaciones. El inicio de vigencia de las tarifas, materia de la presente resolución, deberá comenzar el 04 de julio de 2020, en cumplimiento de lo previsto en el artículo 152 del Reglamento de la LCE, el cual, exige de 15 días calendario previos entre la publicación y la vigencia de las tarifas, lo que coincidirá con los pliegos tarifario aplicables a julio de 2020. El periodo tarifario culminará el 30 de abril de 2021;
Que, se han expedido los Informes Técnicos Nº 193-2020-GRT, Nº 195-2020-GRT y Legal Nº 194-2020-GRT de la División de Generación y Transmisión Eléctrica, División de Gas Natural y Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin; en los cuales se analizan los comentarios y sugerencias presentados al proyecto publicado, y complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin y la integran; cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del artículo 3 del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General;
De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; en la Ley Nº 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético; en el Decreto Legislativo Nº 1041; y, en lo dispuesto en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General aprobado con Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS; así como en sus normas modificatorias, y complementarias;
Artículo 1º.- Fijar los siguientes Precios en Barra y sus correspondientes factores Nodales de Energía y Factores de Pérdidas de Potencia asociados, para los suministros que se efectúen desde las Barras de Referencia de Generación que se señalan a continuación; así como las correspondientes tarifas de transmisión, según se indica:
1 TARIFAS DE GENERACIÓN Y DE TRANSMISIÓN
1.1 PRECIOS EN BARRA: EN BARRAS DE
REFERENCIA DE GENERACIÓN; FACTORES y
PEAJES DE TRANSMISIÓN
A) PRECIOS EN BARRA
En el Cuadro Nº 1 se detallan los precios por potencia de punta y por energía en barra que se aplicarán a los suministros atendidos desde las denominadas Barras de Referencia de Generación, para los niveles de tensión que se indican.
Barra de Referencia de Generación Tensión kV
Zorritos 220 20,68 16,38 15,96
Talara 220 20,68 16,27 15,88
Piura Oeste 220 20,68 16,33 15,95
La Niña 220 20,68 16,18 15,84
Chiclayo Oeste 220 20,68 16,19 15,84
Carhuaquero 220 20,68 15,93 15,62
Carhuaquero 138 20,68 15,94 15,63
ctm. S/ /kWh Cutervo 138 20,68 16,09 15,72
Jaen 138 20,68 16,23 15,85
Guadalupe 220 20,68 16,18 15,84
Guadalupe 60 20,68 16,22 15,87
La Ramada 220 20,68 15,75 15,47
Cajamarca 220 20,68 15,91 15,60
Trujillo Norte 220 20,68 16,10 15,79
Chimbote 1 220 20,68 16,03 15,74
Chimbote 1 138 20,68 16,03 15,75
Paramonga Nueva 220 20,68 15,72 15,50
Paramonga Nueva 138 20,68 15,70 15,48
Paramonga Existente 138 20,68 15,63 15,44
Huacho 220 20,68 15,76 15,55
Lomera 220 20,68 15,90 15,66
Zapallal 220 20,68 15,97 15,72
Carabayllo 220 20,68 15,95 15,70
Ventanilla 220 20,68 16,01 15,76
La Planicie 220 20,68 15,96 15,71
Lima (1) 220 20,68 16,02 15,76
Cantera 220 20,68 15,88 15,69
Chilca 220 20,68 15,83 15,61
Asia 220 20,68 15,85 15,64
Alto Praderas 220 20,68 15,94 15,69
Independencia 220 20,68 15,87 15,71
Ica 220 20,68 15,90 15,73
Marcona 220 20,68 15,93 15,68
Mantaro 220 20,68 15,37 15,19
Huayucachi 220 20,68 15,47 15,29
Pachachaca 220 20,68 15,53 15,40
Pomacocha 220 20,68 15,54 15,39
Huancavelica 220 20,68 15,52 15,34
Callahuanca 220 20,68 15,75 15,57
Cajamarquilla 220 20,68 15,96 15,73
Huallanca 138 20,68 15,57 15,30
Vizcarra 220 20,68 15,35 15,10
Tingo María 220 20,68 15,07 14,76
Aguaytía 220 20,68 14,93 14,61
Aguaytía 138 20,68 14,97 14,63
Aguaytía 22,9 20,68 14,95 14,62
Pucallpa 138 20,68 15,46 14,99
Pucallpa 60 20,68 15,47 14,99
Aucayacu 138 20,68 15,31 14,97
Tocache 138 20,68 15,56 15,22
Belaunde 138 20,68 16,03 15,67
Caclic 220 20,68 15,97 15,64
Tingo María 138 20,68 15,02 14,70
Huánuco 13820,68 15,22 14,90
Paragsha II 138 20,68 15,15 14,91
Paragsha 22020,68 15,13 14,89
Yaupi 138 20,68 14,89 14,67
Yuncan 138 20,68 14,99 14,77
Yuncan 220 20,68 15,04 14,81
ctm. S/ /kWh Oroya Nueva 220 20,68 15,14 14,93
Oroya Nueva 138 20,68 15,11 14,92
Oroya Nueva 50 20,68 15,11 14,91
Carhuamayo 138 20,68 15,12 14,89
Carhuamayo Nueva 220 20,68 15,12 14,89
Caripa 138 20,68 15,06 14,86
Desierto 220 20,68 15,88 15,71
Condorcocha 138 20,68 15,07 14,87
Condorcocha 44 20,68 15,07 14,87
Machupicchu 138 20,68 15,52 15,25
Cachimayo 138 20,68 15,98 15,66
Cusco (2) 138 20,68 16,05 15,71
Combapata 138 20,68 16,32 15,97
Tintaya 138 20,68 16,54 16,23
Tintaya Nueva 220 20,68 16,52 16,21
Ayaviri 138 20,68 16,38 16,02
Azángaro 138 20,68 16,27 15,89
San Gaban 138 20,68 15,62 15,29
Mazuco 138 20,68 16,10 15,58
Puerto Maldonado 138 20,68 17,35 15,90
Juliaca 138 20,68 16,39 15,99
Puno 138 20,68 16,39 15,99
Puno 220 20,68 16,36 15,97
Callalli 138 20,68 16,38 16,08
Santuario 138 20,68 16,21 15,92
Arequipa (3) 138 20,68 16,28 15,96
Socabaya 220 20,68 16,26 15,95
Cotaruse 220 20,68 15,85 15,59
Cerro Verde 138 20,68 16,32 15,99
Repartición 138 20,68 16,42 16,02
Mollendo 13820,68 16,50 16,08
Moquegua (4) 220 20,68 16,26 15,93
Moquegua (4) 138 20,68 16,27 15,95
Ilo ELS (5) 138 20,68 16,41 16,05
Botiﬂ aca 138 20,68 16,36 16,04
Toquepala 138 20,68 16,39 16,07
Aricota 138 20,68 16,28 16,05
Aricota 66 20,68 16,22 16,03
Tacna (Los Héroes) 220 20,68 16,36 15,99
Tacna (Los Héroes) 66 20,68 16,45 16,03
Adinelsa MT 28,32 32,77 32,77
Chavimochic MT 28,32 31,76 31,76
Eilhicha MT 28,32 31,76 31,76
Electro Oriente MT 28,32 48,26 48,26
Electro Sur Este MT 0,00 0,00 0,00
Electro Puno MT 28,32 27,26 27,26
Electro Ucayali MT 28,32 56,28 56,28
Enel Distribución MT 28,32 31,76 31,76
Hidrandina MT 28,32 31,76 31,76
Seal MT 28,32 70,75 70,75
Constituida por las barras Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220 kV, San Juan 220 kV, Los Industriales 220 kV y Carapongo 220 kV. (2) Barra de Referencia de Generación Cusco:
Constituida por las barras Dolorespata 138 kV y Quencoro 138 kV. (3) Barra de Referencia de Generación Arequipa:
Constituida por las barras Socabaya 138 kV y Chilina 138
kV. (4) La Barra de Referencia de Generación Moquegua 220 kV y Moquegua 138 kV, anteriormente se denominaban Montalvo 220 kV y Montalvo 138 kV. (5) La Barra de Referencia de Generación Ilo ELS 138
kV, anteriormente se denominaba Ilo ELP 138 kV. (6) Los Precios en Barra de los Sistemas Aislados corresponden a los costos medios de generación y transmisión correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados de cada empresa, en condiciones de eficiencia.
ܲܧܤܲൌܲܧܯܲǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥ ሺͳ ሻ ܲܧܤܨൌܲܧܯܨǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥ ሺʹ ሻ ܲܲܤൌܲܲܯ൅ܲܥܵܲܶ൅ܲܶܵܩܶǥǥǥǤሺ͵ሻ Donde:
PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Barras de Referencia de Generación, expresado en céntimos de S//kWh PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Barras de Referencia de Generación, expresado en céntimos de S//kWh PEMP y PEMF, determinados como el producto del Precio Básico de la Energía respectivo por el Factor Nodal de Energía. Artículo 47º, incisos g) e i) de la Ley.
PEBP : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, expresado en céntimos de S//kWh PEBF : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, expresado en céntimos de S//kWh PPB : Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S//kW-mes PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en S// kW-mes, que es igual al Precio Básico de la Potencia de Punta PCSPT : Cargo de Peaje por Conexión Unitario, expresado en S//kW-mes PTSGT : Cargo de Peaje de Transmisión Unitario, expresado en S//kW-mes Para el cálculo de los precios de potencia y energía para el resto de Barras, se emplearán los valores de PEBP , PEBF y PPB, resultantes de aplicar las fórmulas (1), (2) y (3).
B) FACTORES NODALES DE ENERGÍA Y DE
En el Cuadro Nº 2 se presentan los factores nodales de energía y de pérdidas de potencia asociados a las Barras de Referencia de Generación del SEIN.
Barras de Referencia de Generación Tensión kV
Factor de Pérdidas de Potencia Factor Nodal de Energía en Horas de Punta Factor Nodal de Energía en Horas Fuera de Punta Zorritos 220 1,0000 1,0226 1,0127
Talara 220 1,0000 1,0159 1,0073
Piura Oeste 220 1,0000 1,0193 1,0116
La Niña 220 1,0000 1,0101 1,0051
Chiclayo Oeste 220 1,0000 1,0105 1,0050
Carhuaquero 220 1,0000 0,9944 0,9908
Carhuaquero 138 1,0000 0,9952 0,9913
Cutervo 138 1,0000 1,0048 0,9975
Factor de Pérdidas de Potencia Factor Nodal de Energía en Horas de Punta Factor Nodal de Energía en Horas Fuera de Punta Jaen 138 1,0000 1,0133 1,0058
Guadalupe 220 1,0000 1,0103 1,0049
Guadalupe 60 1,0000 1,0129 1,0068
La Ramada 220 1,0000 0,9834 0,9814
Cajamarca 220 1,0000 0,9932 0,9898
Trujillo Norte 220 1,0000 1,0054 1,0018
Chimbote 1 220 1,0000 1,0006 0,9983
Chimbote 1 138 1,0000 1,0011 0,9989
Paramonga Nueva 220 1,0000 0,9815 0,9831
Paramonga Nueva 138 1,0000 0,9800 0,9821
Paramonga Existente 138 1,0000 0,9757 0,9793
Huacho 220 1,0000 0,9841 0,9867
Lomera 220 1,0000 0,9927 0,9935
Zapallal 220 1,0000 0,9972 0,9973
Carabayllo 220 1,0000 0,9961 0,9962
Ventanilla 220 1,0000 0,9994 0,9996
La Planicie 220 1,0000 0,9962 0,9967
Lima 220 1,0000 1,0000 1,0000
Cantera 220 1,0000 0,9914 0,9951
Chilca 220 1,0000 0,9886 0,9904
Asia 220 1,0000 0,9897 0,9921
Alto Praderas 220 1,0000 0,9953 0,9951
Independencia 220 1,0000 0,9906 0,9967
Ica 220 1,0000 0,9925 0,9982
Marcona 220 1,0000 0,9947 0,9945
Mantaro 220 1,0000 0,9595 0,9635
Huayucachi 220 1,0000 0,9660 0,9702
Pachachaca 220 1,0000 0,9697 0,9767
Pomacocha 220 1,0000 0,9701 0,9766
Huancavelica 220 1,0000 0,9690 0,9732
Callahuanca 220 1,0000 0,9832 0,9876
Cajamarquilla 220 1,0000 0,9963 0,9977
Huallanca 138 1,0000 0,9719 0,9706
Vizcarra 220 1,0000 0,9584 0,9578
Tingo María 220 1,0000 0,9407 0,9361
Aguaytía 220 1,0000 0,9323 0,9266
Aguaytía 138 1,0000 0,9346 0,9282
Aguaytía 22,9 1,0000 0,9337 0,9276
Pucallpa 138 1,0000 0,9651 0,9509
Pucallpa 60 1,0000 0,9660 0,9511
Aucayacu 138 1,0000 0,9558 0,9499
Tocache 138 1,0000 0,9715 0,9656
Belaunde 138 1,0000 1,0009 0,9941
Caclic 138 1,0000 0,9973 0,9919
Tingo María 138 1,0000 0,9379 0,9326
Huánuco 138 1,0000 0,9503 0,9450
Paragsha II 138 1,0000 0,9457 0,9458
Paragsha 220 1,0000 0,9444 0,9445
Yaupi 138 1,0000 0,9293 0,9309
Yuncan 138 1,0000 0,9358 0,9368
Yuncan 220 1,0000 0,9387 0,9395
Factor de Pérdidas de Potencia Factor Nodal de Energía en Horas de Punta Factor Nodal de Energía en Horas Fuera de Punta Oroya Nueva 220 1,0000 0,9450 0,9470
Oroya Nueva 138 1,0000 0,9433 0,9462
Oroya Nueva 50 1,0000 0,9433 0,9460
Carhuamayo 138 1,0000 0,9441 0,9448
Carhuamayo Nueva 220 1,0000 0,9443 0,9445
Caripa 138 1,0000 0,9404 0,9426
Desierto 220 1,0000 0,9917 0,9965
Condorcocha 138 1,0000 0,9407 0,9431
Condorcocha 44 1,0000 0,9407 0,9431
Machupicchu 138 1,0000 0,9688 0,9672
Cachimayo 138 1,0000 0,9979 0,9934
Cusco 138 1,0000 1,0021 0,9963
Combapata 138 1,0000 1,0187 1,0130
Tintaya 138 1,0000 1,0327 1,0297
Tintaya Nueva 220 1,0000 1,0316 1,0284
Ayaviri 220 1,0000 1,0224 1,0161
Azángaro 138 1,0000 1,0157 1,0081
San Gaban 138 1,0000 0,9750 0,9698
Mazuco 138 1,0000 1,0051 0,9884
Puerto Maldonado 138 1,0000 1,0835 1,0084
Juliaca 138 1,0000 1,0232 1,0142
Puno 138 1,0000 1,0230 1,0143
Puno 220 1,0000 1,0213 1,0132
Callalli 220 1,0000 1,0228 1,0204
Santuario 138 1,0000 1,0121 1,0099
Arequipa 138 1,0000 1,0163 1,0128
Socabaya 220 1,0000 1,0154 1,0122
Cotaruse 220 1,0000 0,9893 0,9889
Cerro Verde 138 1,0000 1,0192 1,0146
Repartición 138 1,0000 1,0250 1,0164
Mollendo 138 1,0000 1,0304 1,0204
Moquegua 220 1,0000 1,0151 1,0109
Moquegua 138 1,0000 1,0159 1,0118
Ilo ELS 138 1,0000 1,0245 1,0180
Botiﬂ aca 138 1,0000 1,0214 1,0176
Toquepala 138 1,0000 1,0233 1,0196
Aricota 138 1,0000 1,0164 1,0179
Aricota 66 1,0000 1,0126 1,0169
Tacna (Los Héroes) 220 1,0000 1,0213 1,0145
Tacna (Los Héroes) 66 1,0000 1,0271 1,0171
C) PEAJES POR CONEXIÓN Y DE TRANSMISIÓN
UNITARIOS EN EL SEIN
Los valores del Cargo de Peaje por Conexión Unitario (PCSPT) son los que se muestran en el Cuadro Nº 3.
Nº Sistema de Transmisión
S//kW-mes 1 SPT de REP (1) 3,492
2 SPT de Egemsa 0,003
3 SPT de San Gabán 0,004
S//kW-mes 4 SPT de Antamina 0,005
5 SPT de Eteselva 0,120
6 SPT de Redesur (2) 0,707
SPT de Transmantaro (Contrato BOOT , Addendum Nº 5 y Addendum Nº 10)
8 SPT de Transmantaro (Addendum Nº 8) 0,615
9 SPT de Transmantaro (Ampliación Adicional 1) 0,043
10 SPT de ISA (contrato BOOT, ampliación 1 y 2) 0,476
Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS)
No Reserva Fría (No RF) 0,280
RF de Talara 0,873
RF de Ilo 1,911
RF de Eten 1,007
RF de Puerto Maldonado 0,122
RF de Pucallpa 0,212
Central Cogeneración Paramonga 0,189
C.H. Santa Cruz II 0,084
C.H. Santa Cruz I 0,073
C.H. Poechos 2 0,127
C.H. Roncador 0,047
C.H. La Joya 0,153
C.H. Carhuaquero IV 0,242
C.H. Caña Brava 0,069
C.T. Huaycoloro 0,144
C.H. Purmacana 0,000
C.H. Huasahuasi I 0,112
C.H. Huasahuasi II 0,112
C.H. Nuevo Imperial 0,054
Repartición Solar 20T 0,466
Majes Solar 20T 0,467
Tacna Solar 20T 0,516
Panamericana Solar 20T 0,539
C.H. Yanapampa 0,055
C.H. Las Pizarras 0,259
C.E. Marcona 0,380
12 Cargo por Prima RER C.E. Talara 0,535
C.E. Cupisnique 1,127
C.H. Runatullo III 0,239
C.H. Runatullo II 0,191
CSF Moquegua FV 0,249
C.H. Canchayllo 0,040
C.T. La Gringa 0,063
C.E. Tres Hermanas 1,120
C.H. Chancay 0,316
C.H. Rucuy 0,124
C.H. Potrero 0,239
C.H. Yarucaya 0,214
C.S. RubÍ 0,687
C.H. Renovandes H1 0,272
C.S. Intipampa 0,178
C.E. Wayra I 0,466
C.B. Huaycoloro II 0,041
C.H. Angel I 0,162
S//kW-mes C.H. Angel II 0,151
C.H. Angel III 0,147
C.H. Her 0,009
C.H. Carhuac 0,169
C.H. El Carmen 0,137
C.H. 8 de Agosto 0,385
13 Cargo Unitario por FISE (3) 0,478
Cargo Unitario por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía (CUCCS)
Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE)
C.T. Puerto Bravo 2,388
C.T. NEPI 2,035
Notas: (1) Corresponderá adicionar los Cargos de la Ampliación Nº 20.1, 20.2, 20.3, 20.4 y 20.5 del Contrato de Concesión de REP, conforme se establece en el artículo 12.1 de la presente resolución. (2) Corresponderá adicionar el Cargo de la Adenda 8 del Contrato de Concesión de la empresa Red Eléctrica Sur S.A. (REDESUR), e incorporar al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión cuando REDESUR
acredite la puesta en operación comercial de las instalaciones comprendidas en la Adenda 8., conforme a lo establecido en el artículo 12.3 de la presente resolución. (3) El COES deberá distribuir los montos a transferir por aplicación del Cargo Nº 13 entre las empresas de Generación Eléctrica del Sur S.A., Enel Generación Perú S.A.A., ENGIE Energía Perú S.A., Kallpa Generación S.A.A., SDF Energía S.A.C., Fénix Power Perú S.A., Termochilca S.A.C. y Termoselva S.R.L considerando las proporciones de 0,82%, 10,78%, 25,76%, 30,53%, 1,80%, 15,45%, 8,27% y 6,59%, respectivamente.
Los valores del Cargo de Peaje de Transmisión Unitario (PTSGT) son los que se muestran en el Cuadro
Nº Instalación de Transmisión de SGT
PTSGT(1)
S//kW-mes 1 L.T. Chilca - Zapallal (Tramo 1 y 2) 0,517
2 L.T. Talara - Piura (2do Circuito) 0,113
3 L.T. Zapallal - Trujillo 500 kV 1,293
4 L.T. Machupicchu - Abancay - Cotaruse 0,560
5 L.T. Trujillo - Chiclayo 500 kV 0,770
6 L.T. Pomacocha - Carhuamayo 0,098
7 L.T. Mantaro - Marcona - Socabaya - Montalvo 500kV 2,004
8 S.E. Carapongo (1º Etapa) 0,311
Refuerzo 1 Contrato L.T. Trujillo - Chiclayo (Banco de React)
10 L.T. Aguaytía - Pucallpa (2º Circuito) (2) 0,064
11 L.T. Carhuamayo - Paragsha 220 kV 0,081
12 L.T. Paragsha - Conococha 220 kV 0,105
13 L.T. Conococha - Huallanca 220 kV 0,207
14 L.T. Huallanca - Cajamarca 220 kV 0,380
15 S.E. Cajamarca - SVC 0,092
16 L.T. Socabaya - Tintaya 0,316
17 L.T. Chilca - Marcona - Montalvo 500kV 2,348
L.T. Carhuaquero - Cajamarca Norte - Cáclic -
Moyobamba 0,810
19 L.T. Machupicchu - Quencoro - Onocora - Tintaya (2) 0,729
S//kW-mes 20 L.T. Azángaro - Juliaca - Puno 220 kV 0,274
Nota: (1) Los cargos PTSGT se aplicarán debidamente actualizados, según lo establecido en el artículo 18 de la presente resolución. (2) Estos cargos se aplicarán a partir de su puesta en operación comercial, según lo establecido en el artículo 18 de la presente resolución.
D) PEAJES POR CONEXIÓN Y DE TRANSMISIÓN
UNITARIOS EN SISTEMAS AISLADOS
El valor del PCSPT y de PTSGT para los Sistemas Aislados, contemplados en el Cuadro Nº 1, es igual a cero.
1.2 PRECIOS EN BARRA: EN BARRAS
Los Precios en Barra, en Barras diferentes a las señaladas en el numeral 1.1, se determinarán según el siguiente procedimiento:
A) PRECIOS 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 Precios en Barra de la energía en una Subestación de Referencia por el respectivo Factor de Pérdidas Medias de Energía (FPMdE), agregando a este producto, de corresponder, los Peajes por Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión (PSSCT).
ܲܧܤܲͳൌܲܧܤܲͲൈܨܲܯ݀ܧ൅ܲܵܵܥܶǥǥሺͶሻ ܲܧܤܨͳൌܲܧܤܨͲൈܨܲܯ݀ܧ൅ܲܵܵܥܶǥǥǤሺͷሻ 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.
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.
FPMdE : Factor de Pérdidas Medias de Energía.
PSSCT : Peajes por Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión.
B) PRECIOS EN BARRA DE POTENCIA DE PUNTA
Los Precios en Barra de la Potencia de Punta serán el resultado de multiplicar los Precios en Barra de la Potencia de Punta en la Subestación de Referencia por el respectivo Factor de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP).
ܲܲܤͳൌܲܲܤͲൈܨܲܯ݀ܲǥǥǥǤሺ͸ሻ Donde:
PPB0 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, definido.
PPB1 : Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar.
FPMdP : Factor de Pérdidas Medias de Potencia En todos los casos las empresas deberán verificar que los costos por transmisión no excedan los límites denominados costos de conexión directa, de acuerdo con la Norma Condiciones de aplicación de las tarifas de generación y transmisión eléctrica", aprobada con Resolución Nº 002-2020-OS/CD.
Los FPMdE, FPMdP, y el PSSCT se encuentran definidos en la Resolución Nº 061-2017-OS/CD, sus modificatorias y complementarias.
2 GRAVÁMENES E IMPUESTOS
Las tarifas de la presente resolución, o sus reajustes de acuerdo con las Fórmulas de Actualización descritas en el artículo 2º, no incluyen impuestos o tributos que sean de cargo de los clientes.
Los precios calculados por aplicación de las fórmulas contenidas en el presente artículo deberán ser redondeados a dos decimales antes de su utilización.
Artículo 2º.- Fijar las Fórmulas de Actualización de los Precios en Barra y de las tarifas de transmisión a que se refiere el artículo 1º de la presente resolución, según lo siguiente:
1 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN TARIFARIA
De acuerdo a lo dispuesto en los artículos 46 y 52 de la Ley de Concesiones Eléctricas, las tarifas obtenidas según los procedimientos definidos en el artículo 1º de la presente Resolución, serán actualizadas utilizando las siguientes Fórmulas de Actualización.
1.1 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE POTENCIA
DE PUNTA A NIVEL GENERACIÓN (PPM)
ܲܲܯͳൌܲܲܯͲൈܨܣܲܲܯǥǥǥǥሾͳሿ ܨܣܲܲܯൌܽൈܨܶܥ൅ܾൈܨܲܯǥǥሾʹሿ
ܨܶܥൌ ܶܥ ܶܥ ଴ ǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥǤǤሾ͵ሿ ܨܲܯൌ ܫܲܯ ܫܲܯ ଴ ǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥǥሾͶሿ Donde:
PPM0 : Precio de la Potencia de Punta, publicada en la presente Resolución, en S//kW-mes.
PPM1 : Precio de la Potencia de Punta, actualizado, en S//kW-mes.
FAPPM : Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta.
FTC : Factor por variación del Tipo de Cambio.
TC : Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la "COTIZACIÓN DE OFERTA
Y DEMANDA - TIPO DE CAMBIO PROMEDIO
PONDERADO" o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el diario oficial El Peruano.
: Tipo de Cambio inicial igual a S/ 3,442 por US
FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor.
IPM : Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.
: Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 228, 820899.
La actualización de los precios del SEIN, los valores de las constantes a y b corresponden a los establecidos en el Cuadro Nº 5.
Sistema a b
SEIN 0,7857 0,2143
La actualización de los precios de potencia en los Sistemas Aislados del Cuadro Nº 1 se utilizará, como factor FAPPM, el valor resultante del factor FAPEM
correspondiente que se señala en el numeral 1.2 siguiente (FAPPM = FAPEM).
La actualización de los precios de potencia en los Sistemas Aislados del Cuadro Nº 13 se utilizará la fórmula [5].
ܲܲܯͳ ௘௙
ൌܲܲܯͲ
ൈ ሺͳ൅݇ ሻ ൅ܲܲܯͲൈ ሺܨܣܲܧܯെͳ ሻǥǥሾͷሿ Donde:
ef : Precio de la Potencia de Punta, publicado en la tercera columna del Cuadro Nº 13 de la presente Resolución, en S//kW-mes.
ef : Precio de la Potencia de Punta señalado en
ef , actualizado, en S//kW-mes.
FAPEM : Es el factor de actualización definido en el numeral 1.2 de la presente resolución.
k : Factor de ajuste para Sistemas Aislados a ser aplicado trimestralmente, en forma acumulada, a partir de agosto de 2020. Este factor podrá ser modificado mediante comunicado emitido por la Gerencia de Regulación de Tarifas.
1.2 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE ENERGÍA
A NIVEL GENERACIÓN EN LAS BARRAS DE
REFERENCIA DE GENERACIÓN (PEMP y PEMF)
La actualización de los precios de la energía PEMP y PEMF del SEIN que se presentan en el Cuadro Nº 1 de la presente resolución se hará uso de las fórmulas [6] y [7].
ܲܧܯܲͳൌܲܧܯܲͲൈܨܣܲܧܯǥǥǥ ሾ͸ ሿ ܲܧܯܨͳൌܲܧܯܨͲൈܨܣܲܧܯǥǥǥሾ͹ሿ La actualización de los precios de la energía PEMP
y PEMF de Sistemas Aislados que se presentan en el Cuadro Nº 13 de la presente resolución se hará uso de las fórmulas [8] y [9].
ܲܧܯܲͳ ௘௙
ൌܲܧܯܲͲ ௘௙
ൈ ሺͳ൅݇ ሻ ൅ܲܧܯܲͲൈ ሺܨܣܲܧܯെͳ ሻǥǥ ሾͺ ሿ ܲܧܯܨͳ ௘௙
ൌܲܧܯܨͲ ௘௙
ൈ ሺͳ൅݇ ሻ ൅ܲܧܯܨͲൈ ሺܨܣܲܧܯെͳ ሻ ǥǥሾͻሿ Donde:
Se aplicará para cada sistema eléctrico, de acuerdo al Cuadro Nº 5, las fórmulas de actualización [5], [8] y [9], de manera independiente.
Empresa Distribuidora k Adinelsa 2,57
Chavimochic 2,71
Eilhicha 3,38
Electro Oriente 0,00
Electro Sur Este 0,00
Electro Puno 0,00
Electro Ucayali 4,73
Enel Distribución 2,71
Hidrandina 2,71
Seal 0,00
PMRsein : Precio Medio de Referencia del SEIN, definido según lo siguiente:
Empresa Distribuidora Precios de Referencia del SEIN
PEBP=PEBF
ctm. S//kWh PMRsein ctm. S//kWh Adinelsa 60,08 19,15 28,92
Chavimochic 60,07 19,17 28,93
Eilhicha 60,07 19,17 28,93
Electro Oriente 60,25 20,34 30,14
Electro Sur Este 60,28 19,37 29,16
Electro Puno 59,91 18,26 28,00
Electro Ucayali 59,91 18,26 28,00
Enel Distribución 60,07 19,17 28,93
Hidrandina 60,07 19,17 28,93
Seal 60,32 18,75 28,55
Para la aplicación de estas fórmulas se tomará en consideración lo siguiente:
ܨܣܲܧܯൌ݀൅݁ൈܨܦʹ൅݂ൈܨܴ͸൅݃ൈܨܲܩܰ൅ݏൈܨܲܯ൅ܾܿൈܨܥܤǥ ሾͳͲ ሿ
ܨܦʹൌ ܲܦʹ൅ܫܵܥ ஽ଶ ܲܦʹ ଴ ൅ܫܵܥ ஽ଶ బ ǥǥǥǥǥ ሾͳͳ ሿ
ܨܴ͸ൌ ܴܲ͸൅ܫܵܥ ோ଺
ܴܲ͸ ଴ ൅ܫܵܥ ோ଺
బ ǥǥǥǥǥǤ ሾͳʹ ሿ
ܨܲܩܰൌ ܲܩܰ
ܲܩܰ ଴ ǥǥǥǥǥǥǥǥǥ ሾͳ͵ ሿ
ܨܥܤൌ൬ ܲܥܤ ܲܥܤ ଴ ൰ൈܨܶܥǥǥǥǥǥǤǤሾͳͶሿ
Sistema Eléctrico d e f g s cb
SEIN 0,1061 0,0000 0,000 0,8918 --- 0,0021
Adinelsa 0,0000 0,0212 0,0000 0,0000 0,9788 0,0000
Chavimochic 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000
Eilhicha 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000
Electro Oriente 0,0000 0,0962 0,6115 0,0000 0,2923 0,0000
Electro Sur Este 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000
Electro Puno 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000
Electro Ucayali 0,0000 0,5737 0,0000 0,0000 0,4263 0,0000
Enel Distribución 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000
Hidrandina 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000
Seal 0,0000 0,8189 0,0000 0,0000 0,1811 0,0000
PEMP0 : Precio de la Energía en Horas de Punta para las Barras de Referencia de Generación publicadas en la presente resolución, en céntimos de S//kWh.
PEMF0 : Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta para las Barras de Referencia de Generación publicadas en la presente resolución, en céntimos de S//kWh.
PEMP1 : Precio de la Energía en Horas de Punta para las Barras de Referencia de Generación, actualizado, en céntimos de S//kWh.
PEMF1 : Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta para las Barras de Referencia de Generación, actualizado, en céntimos de S//kWh.
FAPEM : Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel Generación en las Barras de Referencia de Generación.
ef : Precio de la Potencia de Punta señalado en PPM0ef, actualizado, en S//kW-mes.
ef : Precio de la Energía en Horas de Punta, publicado en la cuarta columna del Cuadro Nº 13 de la presente Resolución, en céntimos de S//kWh.
ef : Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta, publicado en la quinta columna del Cuadro Nº 13 de la presente Resolución, en céntimos de S//kWh.
ef : Precio de la Energía en Horas de Punta señalado en PEMP0ef, actualizado, en céntimos de S// kWh.
ef : Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta señalado en PEMF0ef, actualizado, en céntimos de S//kWh.
PMsea : Precio Medio actualizado de los Sistemas Aislados definido por:
ܲܯݏ݁ܽൌ൬ܲܲܯͳ ௘௙
͹ʹͲൈ݂ܿ ൅ܲܧܯܲͳ ௘௙
ൈͲǡ͵൅ܲܧܯܨͳ ௘௙
ൈͲǡ͹൰ǥሾͳͷሿ fc : Factor de carga de los Sistemas Aislados determinado según el Cuadro Nº 9.
Empresa Distribuidora fc Adinelsa 0,4500
Chavimochic 0,4500
Eilhicha 0,4500
Electro Oriente 0,6181
Electro Sur Este 0,4500
Electro Puno 0,2890
Electro Ucayali 0,5510
Enel Distribución 0,4500
Hidrandina 0,4500
Seal 0,4500
FD2 : Factor por variación del precio del petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50.
FR6 : Factor por variación del precio del petróleo Residual Nº 6.
FPGN : Factor por variación del precio del Gas Natural.
FCB : Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso.
PD2 : SEIN: El menor valor de comparar el precio de referencia ponderado que publique Osinergmin y el precio fijado por Petroperú S.A., del petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S//Gln.
Sistemas Aislados: El precio fijado por Petroperú S.A. del Petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S//Gln.
: Precio inicial del petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50, en S//Gln, según el Cuadro Nº 10.
PR6 : SEIN: El menor valor de comparar el precio de referencia ponderado que publique Osinergmin y el precio fijado por Petroperú S.A., del petróleo Residual Nº 6, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S//Gln.
Sistemas Aislados: El precio fijado por PetroPerú S.A. del petróleo Residual Nº 6, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S//Gln.
: Precio inicial del Petróleo Residual Nº 6, en S// Gln, según el Cuadro Nº 10.
PCB : Precio de referencia de importación del Carbón Bituminoso, al último día del mes anterior, en USD/Ton.
: Precio inicial del Carbón Bituminoso, en USD/ Ton, según el Cuadro Nº 10.
ISC_R6 : Impuesto Selectivo al Consumo a la importación o venta de Petróleo Residual Nº 6 vigente, a las empresas de generación y a las empresas concesionarias de distribución, en S//Gln.
ISC_D2 : Impuesto Selectivo al Consumo a la importación o venta de petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50 vigente, a las empresas de generación y a las empresas concesionarias de distribución, en S//Gln.
: Impuesto Selectivo al Consumo al petróleo Residual Nº 6 inicial.
Plantas Callao: igual a 0,92 S//Gln.
: Impuesto Selectivo al Consumo al petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50 inicial:
Para el SEIN: Planta Callao igual a 1,49 S//Gln.
Para Sistemas Aislados: Planta Callao igual a 1,49 S// Gln, Planta Iquitos igual a 0,00 S//Gln
En el caso de los Sistemas Aislados estos factores son aplicables a los Precios en Barra de los Sistemas Aislados definidos en los Cuadros Nº 1 y
Los precios en barra actualizados de los sistemas aislados no serán menores que el precio máximo del SEIN determinados, según lo dispuesto en el artículo 30 de la Ley Nº 28832 y en el "Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados", aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.
Sistema Eléctrico Punto de Venta de Referencia Precio Inicial (1)
0 (S//Gln.)
0 (USD/Ton)
SEIN Callao 5,38 3,28 92,89
Electro Oriente Iquitos 7,22 6,18 ---Electro Ucayali Callao 7,23 --- ---Seal Callao 7,23 --- ---Nota: (1) Precios de combustibles determinados de acuerdo con lo establecido en el artículo 124 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
PGN : Precio Límite Superior del Gas Natural, expresado en S//MMBtu utilizando el TC; el cual se establecerá de acuerdo a lo señalado en el "Procedimiento para la Determinación del Precio Límite Superior del Gas Natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra", el mismo que será publicado mensualmente mediante Comunicado de la Gerencia de Regulación de Tarifas.
: Precio inicial del Gas Natural igual a 10,6974
S//MMBtu, que se obtiene utilizando el TC
1.3 ACTUALIZACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN
Y PEAJE DE TRANSMISIÓN UNITARIOS (PCSPT Y
PTSGT)
Los Cargos de Peaje por Conexión Unitario (PCSPT)
serán actualizados utilizando la fórmula [16].
ܲܥܵܲܶͳൌܲܥܵܲܶͲൈܨܣܲܥܵܲܶǥǥǥ ሾͳ͸ ሿ ܨܣܲܥܵܲܶൌ݈ൈܨܶܥ൅݉ൈܨܲܯ൅݊ൈܨ݈ܲܽ൅݋ൈܨܲܿݑ൅݌ǥǥ ሾͳ͹ ሿ ܨ݈ܲܽൌ ݈ܲܽ
݈ܲܽ ଴ ǥǥǥǥǥǥ ሾͳͺ ሿ
ܨܣܿݑൌ ܲܿݑ ܲܿݑ ଴ ǥǥǥǥǥǥሾͳͻሿ Cuadro Nº 11
SPT/Cargo l m n o p SPT de REP 1,0000 --- --- --- ---SPT/Cargo l m n o p SPT de Egemsa 0,5748 0,4191 0,0000 0,0061 ---SPT de Eteselva 0,5489 0,3648 0,0769 0,0094 ---SPT de Antamina 0,4101 0,5749 0,0000 0,0150 ---SPT de San Gabán 0,4336 0,5651 0,0000 0,0013 ---SPT de Redesur 1,0000 --- --- --- ---SPT de Transmantaro 1,0000 --- --- --- ---SPT de ISA 1,0000 --- --- --- ---CUCSS --- --- --- --- 1,0000
Cargo por Prima --- --- --- --- 1,0000
Cargo por FISE --- --- --- --- 1,0000
CUCCSE --- --- --- --- 1,0000
CUCGE --- --- --- --- 1,0000
PCSPT0 : Cargo de Peaje por Conexión Unitario SPT, publicado en la presente Resolución, en S//kW-mes.
PCSPT1 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario SPT, actualizado, en S//kW-mes.
FAPCSPT = Factor de Actualización del Cargo de Peaje por Conexión Unitario SPT.
Pcu = Índice del Precio del Cobre, calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el segundo mes anterior a aquel en que la fórmula de reajuste será aplicada. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en ctv. USD/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú "Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)".
Pcuo = Índice inicial del Precio del Cobre igual a 225,333.
Pal = Índice del precio del Aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del segundo mes anterior a aquel en que la fórmula de reajuste será aplicada. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME
HG Cash) publicado por la revista Platt's Metals Week.
Palo = Índice inicial del precio del Aluminio igual a 1
627,707.
p = Factor determinado conforme a lo dispuesto por la norma o procedimiento del cargo respectivo.
Para el caso del Cargo por Prima, Cargo Unitario por FISE, Cargo Unitario por Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico (CUCSE) y Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE)
se determinará trimestralmente de acuerdo con los procedimientos de Osinergmin aprobados por las Resoluciones Nº 001-2010-OS/CD, Nº 151-2013-OS/CD, Nº 140-2015-OS/CD y Nº 073-2016-OS/CD.
Para el caso del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro para los No Reserva Fría se determinará de acuerdo con el procedimiento de Osinergmin aprobado por la Resolución Nº 651-2008-OS/CD, según lo siguiente: p = FAPPM*DP/780,296
donde DP es la Potencia efectiva total (en MW) de las Unidades Duales al último día hábil del mes anterior.
Para las unidades de Reserva Fría, remuneradas mediante el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro Reserva Fría, se aplicarán las actualizaciones establecidas en sus respectivos contratos, que aplican trimestralmente, según es desarrollado en el procedimiento aprobado mediante Resolución Nº 651-2008-OS/CD y modificatoria.
Los Cargos de Peaje de Transmisión Unitario (PTSGT)
serán actualizados utilizando la fórmula [20].
ܲܶܵܩܶͳൌܲܶܵܩܶͲൈܨܶܥǥǥǥሾʹͲሿ Los factores FTC y FPM en las fórmulas [17] y [20] son los definidos en el numeral 1.1.
2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE
Las Fórmulas de Actualización se aplicarán de forma separada, en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento:
a. Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.- Cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM, FAPCSPT y Factores de Actualización de Peajes de los SST y/o SCT) en el SEIN se incremente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización, salvo regulación distinta definida para casos especiales, los que se regirán por sus propias reglas. Por otro lado, la actualización del factor "p" no implicará la actualización del resto de precios en el SEIN.
b. Para los Sistemas Aislados.- Cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM) en cualquiera de los Sistemas Aislados se incremente o disminuya en más de 1,5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización. Asimismo, aplíquese el factor k trimestralmente a los Precios en Barra Efectivos del Cuadro Nº 13, a partir del mes de agosto y en la oportunidad en que se actualizan las tarifas eléctricas correspondientes a dicho mes. Este factor podrá ser modificado mediante comunicado emitido por la Gerencia de Regulación de Tarifas.
La revisión de estas condiciones se efectúa de forma mensual y se actualiza, de ser el caso, con los pliegos tarifarios mensuales de todas las actividades de la cadena de la electricidad, para el usuario regulado.
Los Precios en Barra de la Energía en las Barras de Referencia de Generación se obtendrán con las fórmulas [1] y [2], del artículo 1 de la presente resolución.
Los Precios en Barra de la Potencia de Punta en las Barras de Referencia de Generación se obtendrán con la fórmula [3] del artículo 1 de la presente resolución, luego de actualizar el Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación (PPM), el Cargo de Peaje por Conexión Unitario (PCSPT) y el Cargo de Peaje de Transmisión Unitario (PTSGT).
Los indicadores a emplear en las Fórmulas de Actualización serán los disponibles al segundo día de cada mes. El FPGN, el FCB y el p (en el caso del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro) serán determinados por Osinergmin con la información disponible al último día útil del mes anterior, momento desde el cual podrá ser recabado por los interesados.
Los factores de actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos decimales. Mientras que, los valores actualizados de precios deberán ser redondeados a dos dígitos decimales antes de su utilización, con excepción de los Cargos de Peaje por Conexión y de Transmisión Unitarios en el SEIN que deben ser redondeados a tres decimales.
Artículo 3º.- Fijar las Compensaciones Anuales a asignar a cada una de las empresas distribuidoras que suministra energía eléctrica a usuarios regulados en los Sistemas Aislados, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 30 de la Ley Nº 28832 y el artículo 5 del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado por Decreto Supremo Nº 069-2006-MEM, según se indica en el Cuadro Nº 12.
Empresa Distribuidora Compensación Anual (Soles)
Adinelsa 542 904 0,5467%
Chavimochic 112 259 0,1131%
Eilhicha 742 489 0,7477%
ELOR-Iquitos 80 228 929 80,7907%
ELOR-Otros 10 880 806 10,9570%
Electro Sur Este 0 0,0000%
Electro Puno 65 872 0,0663%
Electro Ucayali 3 625 715 3,6511%
Enel Distribución 1 101 500 1,1092%
Hidrandina 466 264 0,4695%
Seal 1 537 924 1,5487%
TOTAL 99 304 662 100,0000%
El Monto Especifico Residual, ascendente a la suma de 95 955 200 Soles 2
, será utilizado para compensar a los Sistemas Aislados cuando se presenten variaciones significativas de los precios de combustibles que los distancien del Precio Medio de Referencia del SEIN
, así como para compensar los costos derivados del cumplimiento de los contratos del proyecto "Suministro de Energía para Iquitos", firmado por el Estado con Genrent del Perú S.A.C.
Artículo 4º.- Fijar los siguientes Precios en Barra Efectivos que aplicará cada distribuidor que suministra energía eléctrica a los Usuarios Regulados en los Sistemas Aislados, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 30 de la Ley Nº 28832 y el artículo 5 del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado por Decreto Supremo Nº 069-2006-MEM, según se indica en el Cuadro Nº 13.
Empresa Distribuidora Tensión kV
ctm. S//kWh Adinelsa MT 28,32 16,96 16,96
Chavimochic MT 28,32 16,81 16,81
Eilhicha MT 28,32 16,12 16,12
Electro Oriente MT 28,32 25,52 25,52
Electro Puno MT 28,32 14,87 14,87
Electro Ucayali MT 28,32 15,70 15,70
Enel Distribución MT 28,32 16,81 16,81
Hidrandina MT 28,32 16,81 16,81
Seal MT 28,32 20,18 20,18
Artículo 5º.- Disponer que los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empresas distribuidoras, serán calculados de acuerdo a lo siguiente:
El Monto Específico Residual se obtiene de la diferencia del Monto Específico aprobado por el Ministerio de Energía y Minas menos el total de las Compensaciones Anuales contenidas en el Cuadro Nº 12. El monto es recaudado por las empresas aportantes y transferidos a las empresas receptoras, según el programa mensual dispuesto por Osinergmin, y de existir diferencias o montos no asignados, éstos son transferidos directamente al Ministerio.
Osinergmin, en la oportunidad en que determina el Programa mensual de Transferencias por aplicación del MCSA, realizará los cálculos de los montos a ser compensados a cada empresa receptora, los cuales se deducirán del Monto Específico Residual, el cual será informado a través de un Comunicado a ser publicado en la página Web institucional, oportunidad en la cual se retomarán las fórmulas (5), (8) y (9) para los precios del Cuadro Nº 13 de la presente Resolución.
- Para los usuarios regulados del SEIN, se utilizará el Precio a Nivel Generación a que hace referencia el artículo 29 de la Ley Nº 28832, según lo establecido en el artículo 63 de la Ley de Concesiones Eléctricas.
- Para los usuarios regulados de los Sistemas Aislados, se utilizará los Precios en Barra Efectivos a que hace referencia el artículo 5 del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, determinados en el artículo 4 de la presente resolución, según lo establecido en el "Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados", aprobado mediante Resolución Nº 167-2008-OS/CD y sus modificatorias.
En el caso de producirse reajustes en los precios máximos, éstos entrarán en vigencia el cuarto día de cada mes.
Artículo 6º.- Disponer que las empresas generadoras eléctricas están obligadas a comunicar a las empresas distribuidoras y a Osinergmin, el cuarto día de cada mes y por escrito, los precios de energía, potencia, transmisión y otros cargos regulados debidamente actualizados, por cada contrato de suministro de electricidad, debidamente suscritos por sus representantes legales, bajo responsabilidad.
Cuando en el transcurso de un mes se presente dos o más valores de PPM, PCSPT o PTSGT, las tarifas equivalentes a aplicar en la facturación de estos cargos serán iguales al equivalente obtenido de ponderar cada tarifa por los días de su vigencia respecto del total de días del mes. El valor de PPM así obtenido será redondeado a dos cifras decimales, mientras que en el caso del PCSPT
o PTSGT, los valores obtenidos deberán ser redondeados a tres decimales.
Artículo 7º.- Disponer que el procedimiento de actualización tarifaria señalado en el artículo 2 de la presente resolución es aplicable a partir del 04 de julio del presente año.
Artículo 8º.- Disponer que para las empresas distribuidoras, los excesos de energía reactiva serán facturados con los siguientes cargos:
1. Cargo por el exceso de energía reactiva inductiva, ver Cuadro Nº 14.
Bloque ctm. S//kVARh Primero 1,379
Segundo 2,621
Tercero 3,865
2. Cargo por el exceso de energía reactiva capacitiva igual al doble del cargo por el exceso inductivo correspondiente al primer bloque.
Los cargos por energía reactiva serán reajustados multiplicándolos por el factor FTC definido en el numeral 1.1 del artículo 2º de la presente resolución, en la misma oportunidad en que se reajusten los Precios en Barra en los respectivos sistemas eléctricos.
Artículo 9º.- Disponer que los Precios Medios en la Barra Equivalente de Media Tensión para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, no podrán ser mayores en ningún caso al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado Promedio (formado por el 70% del Precio en Barra del Sistema Aislado Electro Oriente y 30% Precio en Barra del Sistema Aislado Chavimochic, definidos en el Cuadro Nº 1).
Dicha comparación se efectuará en la Barra Equivalente de Media Tensión de los Sistemas Eléctricos, considerando un factor de carga de 55%, una estructura de compra de 35% de energía en Horas de Punta y 65% de energía en Horas Fuera de Punta.
En caso que los Precios Medios en la Barra Equivalente de Media Tensión sean mayores al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado correspondiente, los costos respectivos serán reconocidos aplicando el Factor Límite Tarifario (FLT), el cual será calculado de acuerdo a la siguiente fórmula [1].
ܨܮܶൌ ܲܯܵܣ ܲܯܤܧܯܶ
ǥǥǥሾͳሿ Donde:
PMSA : Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado correspondiente, en céntimos de S//kWh.
PMBEMT : Precio Medio en la Barra Equivalente de Media Tensión del Sistema Eléctrico en comparación, en céntimos de S//kWh.
Artículo 10º.- Disponer que el Precio Promedio de la Energía a nivel Generación (PPEG) a que se refiere el artículo 107 de la Ley de Concesiones Eléctricas, será el correspondiente al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) de las Barras Base siguientes:
- Para el SEIN, Barra Lima 220 kV.
- Para los Sistemas Aislados, Empresa Chavimochic.
Artículo 11º.- Fijar el valor del Costo de Racionamiento en 256,773 ctm. S//kWh para todos los sistemas eléctricos.
Artículo 12º.- Fijar en USD 81 676 870 el monto de la Remuneración Anual Garantizada y en USD 74 284 695
el monto de la Remuneración Anual por Ampliaciones que le corresponde percibir a la empresa Red de Energía del Perú S.A. (REP) para el periodo anual comprendido hasta el 30 de abril de 2021. Asimismo:
12.1 Fijar los Cargos Unitarios de las instalaciones la Ampliación Nº 20.1, 20.2, 20.3, 20.4 y 20.5 del Contrato de Concesión de REP cuyos valores son de 0,031, 0,024, 0,048, 0,026 y 0,017 S//kW-mes respectivamente, los cuales se incorporarán al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión cuando se acredite la puesta en operación comercial de las instalaciones comprendidas en dichas ampliaciones, según la respectiva cláusula adicional. La activación de los Cargos Unitarios se rige por lo señalado en el artículo 18 de la presente resolución.
La fórmula de actualización aplicable a estos cargos es la misma que aplica al Cargo Unitario del SPT de REP.
12.2 Fijar el Peaje de las instalaciones de la Ampliación Nº 20.1, 20.2, 20.3, 20.4 y 20.5, cuyos valores anuales son de S/ 2 406 040, S/ 1 924 659, S/ 3 803 140, S/ 2 028
215 y S/ 1 330 414, respectivamente. Los valores que el concesionario deberá recuperar desde la fecha de puesta en operación comercial se determinan según lo señalado en los dos párrafos siguientes a continuación del Cuadro Nº 16 de la presente resolución.
12.3 Fijar el Cargo Unitario y el Peaje de las instalaciones de la Adenda 8 de Redesur S.A. en 0,047
S//kW-mes y 3 668 927 S//año, respectivamente, los cuales se incorporarán al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión cuando se acredite la puesta en operación comercial de las instalaciones comprendidas en dicha adenda.
Artículo 13º.- Fijar los valores del Peaje por Conexión y del Ingreso Tarifario Esperado para el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y del Peaje de Transmisión y del Ingreso Tarifario para el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) de los Sistemas que se indican en los Cuadros Nº 15 y Nº 16.
Sistema de Transmisión Peaje por Conexión (S/)
Ingreso Tarifario Esperado (S/)
SPT de REP (1) 275 175 226 336 789
SPT de Egemsa 248 768 0
SPT de San Gabán 337 604 0
SPT de Antamina 386 456 0
SPT de Eteselva 9 439 142 879 156
SPT de Redesur (2) 55 720 551 90 954
149 565 373 0
SPT de Transmantaro (Addendum Nº 8) 48 435 194 0
SPT de Transmantaro (Ampliación Adicional 1)
3 392 256 0
SPT de ISA (contrato BOOT, ampliación 1 y 2)
37 492 767 5 111 315 (1) Corresponderá adicionar los peajes de las instalaciones de la Ampliación Nº 20.1, 20.2, 20.3, 20.4
y 20.5 del Contrato de Concesión de REP, conforme se establece en el Artículo 12º de la presente Resolución. (2) Corresponderá adicionar el peaje de las instalaciones de la Adenda 8 del Contrato de Concesión de Redesur.
Peaje de Transmisión (S/)
L.T. Chilca - Zapallal (Tramo 1 y 2) 40 755 772 323 671
L.T. Talara - Piura (2do Circuito) 8 935 207 1 340
L.T. Zapallal - Trujillo 500 kV 101 900 858 167 986
L.T. Machupicchu - Abancay - Cotaruse 43 959 925 642 429
L.T. Trujillo - Chiclayo 500 kV 60 473 811 97 994
L.T. Pomacocha - Carhuamayo 7 761 780 1 817 860
L.T. Mantaro - Marcona - Socabaya - Montalvo 500kV
157 960 363 4 727 674
S.E. Carapongo (1º Etapa) 24 541 039 237 945
3 326 131 0
L.T. Carhuamayo - Paragsha 220 kV 6 385 846 0
L.T. Paragsha - Conococha 220 kV 8 237 198 710 586
L.T. Conococha - Huallanca 220 kV 16 292 673 243 005
L.T. Huallanca - Cajamarca 220 kV 29 921 599 935 624
S.E. Cajamarca - SVC 7 226 385 0
L.T. Socabaya - Tintaya 24 883 685 876 632
L.T. Chilca - Marcona - Montalvo 500kV 185 046 046 1 475 733
Moyobamba 63 843 849 8 430
L.T. Azángaro - Juliaca - Puno 220 kV 21 554 827 23 633
13.1 Los montos fijados corresponden a la remuneración anual. Los valores que el concesionario deberá recuperar por el primer periodo de fijación anual serán calculados como sigue: (i) se determinará el número de días comprendidos entre el día de inicio de la Operación Comercial de las instalaciones y el 30 de abril de 2021; (ii) este número de días se dividirá entre 365; (iii) la fracción resultante se multiplicará por los montos anuales correspondientes.
13.2 A fin de establecer la valorización de las transferencias de generadores a concesionarios de transmisión, en lo concerniente al Peaje de Transmisión, el COES determinará la remuneración que los concesionarios deberán recuperar por el primer periodo de fijación anual como sigue: (i) se determinará el número de días comprendidos desde el día de entrada en vigencia del pliego tarifario que incorpora el peaje unitario correspondiente a la instalación que entra en operación comercial y el 30 de abril de 2021; (ii) este número de días se dividirá entre 365; (iii) la fracción resultante se multiplicará por los montos anuales correspondientes.
13.3 Cualquier monto dejado de percibir por las empresas concesionarias de Transmisión como consecuencia de la precisión contenida en el numeral precedente, deberá ser considerado en el proceso de liquidación anual, que se realice oportunamente de acuerdo con las normas: "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT", aprobada por Resolución Nº 335-2004-OS/CD, y "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos del Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión", aprobada por Resolución Nº 200-2010-OS/CD, según corresponda.
13.4 Los Peajes por Conexión y Peajes de Transmisión serán actualizados conforme a lo señalado en el numeral 1.3 del artículo 2º y el artículo 17º de la presente resolución.
Artículo 14º.- Fijar el valor del Costo Variable No Combustible de la central de reserva fría de Iquitos de la empresa Genrent del Perú S.A.C. en 14,245 USD/MWh.
Artículo 15º.- Aprobar la transferencia de S/ 1 150 697,77 por saldo negativo de la Compensación por Cargo Prima RER de la empresa Atria Energía S.A.C.
a favor de la empresa Electronoroeste S.A., antes del 20 de julio de 2020, como pago a cuenta de la compensación por Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico.
Artículo 16º.- Aprobar la transferencia de S/ 163
584,67 por saldo negativo de la Compensación del Cargo por FISE de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. a favor de la empresa Electronoroeste S.A., antes del 20 de julio de 2020, como pago a cuenta de la compensación por Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico.
Artículo 17º.- Disponer que las condiciones de aplicación de los precios en barra son las fijadas en el Procedimiento "Condiciones de aplicación de las tarifas de generación y transmisión eléctrica", aprobado con Resolución Nº 002-2020-OS/CD, en tanto no se opongan a lo establecido en la presente resolución; entendiéndose como Subestaciones de Referencia a las Barras de Referencia de Generación que se consideran en la presente resolución.
Artículo 18º.- Disponer que cuando se incorporen en servicio las instalaciones señaladas en los cuadros Nº 3
y Nº 4 del artículo 1 y las ampliaciones indicadas en el artículo 12 de la presente resolución, su correspondiente Cargo de Peaje por Conexión Unitario entrará en vigencia el cuarto día del mes siguiente de comunicada, por el ente competente, la entrada en operación comercial.
Cuando la puesta en operación comercial sea comunicada dentro del periodo de procesamiento de los pliegos tarifarios o después de la fecha de actualización de los mismos, el correspondiente Cargo de Peaje por Conexión Unitario se incorporará en el pliego tarifario del siguiente mes.
Artículo 19º.- Disponer que, en los casos en que la presente resolución haga referencia a factores de pérdidas, a cargos por peaje de transmisión secundaria y/o complementaria y a factores de actualización de dichos cargos, deberá entenderse que estos corresponden a los aprobados mediante Resolución Nº 061-2017-OS/CD y en sus modificatorias y complementarias.
Artículo 20º.- Disponer que la presente resolución entre en vigencia a partir del 04 de julio de hasta el 30 de abril de 2021.
Artículo 21º.- Incorporar los Informes Nº 193-2020-GRT, Nº 194-2020-GRT y Nº 195-2020-GRT; como parte de la presente resolución.
Artículo 22º.- Disponer la publicación de la presente resolución y su exposición de motivos, en el diario oficial El Peruano, y consignarla junto con los informes indicados en el artículo 21 precedente, en la página Web de Osinergmin:
http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/ Resoluciones-GRT-2020.aspx.
Con carta ATR-044-2019 de fecha 10/06/2019 se comunicó a Osinergmin que a partir del 01/06/2019 la Empresa Eléctrica Santa Rosa S.A.C.
modificó su denominación a Atria Energía S.A.C.
Conforme lo dispone el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), están sujetas a regulación de precios las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución, destinadas al Servicio Público de Electricidad, debiendo Osinergmin fijar anualmente los Precios en Barra y sus respectivas fórmulas de actualización, las mismas que deben entrar en vigencia en el mes de mayo de cada año.
Mediante la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, se aprobaron mecanismos adicionales a los ya establecidos en la normatividad especial, con el objeto de garantizar la mayor transparencia en el proceso de fijación de tarifas reguladas, estableciéndose, específicamente, un procedimiento de determinación de tarifas.
En cumplimiento de la obligación descrita en los párrafos anteriores, Osinergmin desarrolló las etapas para el procedimiento de fijación de Precios en Barra, de acuerdo con el Anexo A1 de la Norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados", aprobado con Resolución Nº 080-2012-OS/CD.
Mediante la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se han establecido diversos criterios para la regulación que han sido tomados en cuenta en la presente fijación tarifaria, como es el caso de la comparación de precios verificando que los Precios en Barra no difieran en más de diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones que prevé la referida ley, así como los criterios aplicables a la regulación de tarifas para sistemas aislados, entre otros.
Así, en concordancia con la LCE y su reglamento, la Ley 28832 y el Reglamento del COES; el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores del COES presentaron sus Estudios Técnico - Económicos que contienen sus respectivas propuestas tarifarias, correspondiente al periodo -2021, respecto de las cuales se ha cumplido con todos los pasos enmarcados en el procedimiento antes mencionado, tales como:
publicación de los referidos estudios, realización de audiencias públicas, presentación y absolución de observaciones, publicación del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra y análisis de las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados sobre tal proyecto.
Conforme está establecido en la Norma "Compensación Adicional por Seguridad de Suministro"
aprobada con Resolución Nº 651-2008-OS/CD, y expedida en cumplimiento del Decreto Legislativo Nº 1041, el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS) se establecerá en cada proceso de fijación de Precios en Barra.
Con Resolución Nº 001-2010-OS/CD se aprobó la Norma "Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables", la cual fue posteriormente modificada mediante Resolución Nº 040-2016-OS/CD. Dichas disposiciones fueron expedidas en cumplimiento del Decreto Legislativo Nº 1002 y su reglamento, las que comprenden los Cargos por Prima los cuales deben ser publicados en la resolución que establezca los Precios en Barra.
Adicionalmente, de acuerdo a lo previsto en el numeral 4.3 del artículo 4 de la Ley Nº 29852, modificado mediante Ley Nº 29969, publicada el 22 de diciembre de 2012; el recargo pagado por los generadores eléctricos será compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del sistema principal de transmisión, entendido como Cargo Unitario por Compensación FISE, el cual debe ser publicado en la resolución con la que se establezcan los Precios en Barra, cuyo "Procedimiento de cálculo y liquidación de la compensación a generadores eléctricos por aplicación del Recargo FISE en el servicio de transporte de gas natural por ductos", fue aprobado con Resolución Nº 151-2013-OS/CD.
Así también, de acuerdo a lo previsto en la Ley Nº 29970, Ley para Asegurar la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo de Polo Petroquímico en el Sur del País, y sus normas reglamentarias, Osinergmin debe incorporar en la presente regulación el Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico (CCSE) y el Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE), adicional al peaje unitario por conexión al sistema principal de transmisión, el cual debe ser publicado en la resolución que establezca los Precios en Barra;
En aplicación de la función reguladora de Osinergmin, se procede a publicar la presente resolución con la que se establecen los Precios en Barra para el periodo tarifario comprendido hasta el 30 de abril de 2021. Con esta resolución se cumple con fijar los distintos valores y precios que establece las normativas vigentes, siendo los principales los siguientes:
a) Los Precios en Barra y sus fórmulas de actualización tarifaria.
b) El Precio Promedio de Energía a nivel Generación (PPEG) a que se refiere el Artículo 107 de la Ley de Concesiones Eléctricas.
c) El valor del Costo de Racionamiento según lo dispone el artículo 52, literal t), del Reglamento General de Osinergmin.
d) El monto de la Remuneración Anual Garantizada que le corresponde percibir a la Empresa Red de Energía del Perú S.A.
e) El Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario Esperado.
f) El Peaje de Transmisión e Ingreso Tarifario Esperado.
g) El Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS).
h) El Cargo Unitario por Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables.
i) El Cargo Unitario por Compensación FISE.
j) El Cargo Unitario por Compensación CCSE.
k) El Cargo Unitario por Compensación CUCGE.
Los valores y precios señalados se encuentran debidamente sustentados en los Informes que complementan e integran la decisión.
Los resultados obtenidos, en cumplimiento de los objetivos indicados, son materia de la resolución a publicarse.
Titulo: RCDOSIEMO 068-2020-OS/CD Fijan Precios en Barra y sus correspondientes factores Nodales de Energía y Factores de Pérdidas de Potencia asociados, para los suministros que se efectúen desde las Barras de Referencia de Generación de diversas empresas; así como las tarifas de transmisión
Numero : 068-2020-OS/CD
Perú Legal: Fijan Precios Barra Sus Correspondientes Factores RCDOSIEMO OSINERGMIN

References: artículo 3
 artículo 22
 artículo 43
 Resolución 
 artículo 52
 Resolución 
 artículo 107
 artículo 215
 artículo 52
 Resolución 
 artículo 19
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 29
 Resolución 
 artículo 30
 artículo 5
 artículo 130
 Resolución 
 artículo 4
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 artículo 4
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 artículo 3
 artículo 1
 resolución 
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 artículo 154
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 artículo 152
 artículo 3

Artículo 1
 Artículo 47
 artículo 12
 artículo 12
 artículo 18
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 artículo 2

Artículo 2
 artículo 1
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 artículo 30
 artículo 124
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 artículo 1
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Artículo 3
 artículo 30
 artículo 5

Artículo 4
 artículo 30
 artículo 5

Artículo 5
 artículo 29
 artículo 63
 artículo 5
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 Resolución 

Artículo 6

Artículo 7
 artículo 2
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Artículo 8
 artículo 2

Artículo 9

Artículo 10
 artículo 107

Artículo 11

Artículo 12
 artículo 18

Artículo 13
 Artículo 12
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 artículo 2
 artículo 17

Artículo 14

Artículo 15

Artículo 16

Artículo 17
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Artículo 18
 artículo 1
 artículo 12

Artículo 19
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Artículo 20
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Artículo 21

Artículo 22
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 artículo 4
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 Artículo 107
 artículo 52
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