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Av. CANADA 1470 SAN BORJA
TELÉFONO 224 0487
RESOLUCIÓN DE LA COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS No. 023-97 P/CTE
Lima, 14 de octubre de 1997
LA COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS
El informe técnico SED/CTE No.058-97 elaborado por la Secretaría Ejecutiva de la Comisión de
Tarifas Eléctricas y el informe emitido por la Asesoría Legal.
De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su
Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias; y
Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión 026-97 de fecha 14 de octubre de
Artículo Primero.- Fíjase LOS VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN Y LAS FORMULAS
TARIFARIAS de las tarifas a clientes finales a que se refiere el Artículo 43º, inciso d) de la Ley de
A) VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN (VAD)
Los valores agregados de distribución en Media Tensión (VADMT) y Baja Tensión (VADBT) para
cada uno de los sectores típicos de distribución definidos en la R.D. Nº 101-97-EM/DGE, son los
del cuadro siguiente, y están expresados en Nuevos Soles por kW-mes (S/./kW-mes).
VADMT
VADBT
B) FÓRMULAS TARIFARIAS
1) Definición de parámetros
Para las fórmulas tarifarias se consideran los siguientes parámetros:
CMTPP
CMTFP
CBTPP
CBTFP
FCPPMT
FCFPMT
FCPPBT
FCFPBT
Cargo fijo mensual medidor simple (S/./mes).
Cargo fijo mensual para opción tarifaria de potencia contratada (S/./mes).
Cargo fijo mensual para opción tarifaria horaria (S/./mes).
Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes
Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión fuera de
Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes
Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión fuera de
Factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión.
Factor de coincidencia para demandas fuera de punta en media tensión.
Factor de coincidencia para demandas de punta en baja tensión.
Factor de coincidencia para demandas fuera de punta en baja tensión.
Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión.
Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.
Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión.
Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión.
Resolución N° 023-97 P/CTE
Valor agregado de distribución en baja tensión para demandas fuera de punta (S/.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.2) Para facturación de potencia en horas fuera de punta VMTFP × FCFPMT d) Cargo por energía reactiva (S/.(S/. se obtendrán según las fórmulas tarifarias siguientes: 2. Valor agregado de distribución en media tensión para demandas fuera de punta./kW-mes). Precio de la energía en horas fuera de punta en la barra equivalente de media tensión (S/. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 NHUBT PEPP PEFP PE PP VMTPP VMTFP VBTPP VMTFP Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribución./kW-mes)./kWh)./kWh) b./kW-mes)./kWh). fijadas en la Resolución 024-97 P/CTE. 2) Determinación de Cargos Tarifarios Los cargos tarifarios para las distintas opciones tarifarias.1) Para facturación de potencia en horas punta ( PPMT × PP + VMTPP ) × FCPPMT c./kW-mes)./Cliente-mes) CFH b) Cargo por energía activa (S/. Clientes de Baja Tensión (BT) Precio de la energía en horas de punta en la barra equivalente de media tensión (S/./kVARh) CER Resolución N° 023-97 P/CTE Página 2 de 16 .1) En horas de punta PEMT × PEPP b. Precio ponderado de la energía en la barra equivalente (S/.2) En horas fuera de punta PEMT × PEFP c) Cargo por potencia activa (S/. Precio de la potencia en horas de punta en la barra equivalente de media tensión (S/.1) Opción Tarifaria: MT2 a) Cargo fijo mensual (S/./kW-mes)./kWh). Valor agregado de distribución en baja tensión para demandas de punta (S/./kW-mes) c. Valor agregado de distribución en media tensión para demandas de punta (S/.
1) En horas punta de punta PEMT × PEPP b./Cliente-mes) CFS b) Cargo por energía activa (S/./kW-mes) c. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 2./kVARh) CER Resolución N° 023-97 P/CTE Página 3 de 16 ./kWh) PEMT × PE c) Cargo por potencia activa (S/./kW-mes) c./kVARh) CER 2.2) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en fuera de punta” ( PPMT × PP + VMTPP ) × CMTFP + ( 1 − CMTFP ) × VMTFP × FCFPMT d) Cargo por energía reactiva (S/.2) Opción Tarifaria: MT3 a) Cargo fijo mensual (S/.2) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en fuera de punta” ( PPMT × PP + VMTPP ) × CMTFP + ( 1 − CMTFP ) × VMTFP × FCFPMT d) Cargo por energía reactiva (S/.3) Opción Tarifaria: MT4 a) Cargo fijo mensual (S/./Cliente-mes) CFS b) Cargo por energía activa (S/.2) En horas fuera de punta PEMT × PEFP c) Cargo por potencia activa (S/.1) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en punta” ( PPMT × PP + VMTPP ) × CMTPP + ( 1 − CMTPP ) × VMTFP × FCFPMT c.1) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en punta” ( PPMT × PP + VMTPP ) × CMTPP + ( 1 − CMTPP ) × VMTFP × FCFPMT c./kWh) b.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.
/Cliente-mes) CFS b) Cargo por energía activa (S/./Cliente-mes) CFH b) Cargo por energía activa (S/.1) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en punta” ( PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP ) × CBTPP + ( 1 − CBTPP ) × VBTFP × FCFPBT Resolución N° 023-97 P/CTE Página 4 de 16 .1) En horas punta PEMT × PEBT × PEPP b.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.1) Para facturación de potencia en horas punta ( PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP ) × FCPPBT c./kW-mes) c.1) En horas punta PEMT × PEBT × PEPP b. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 2./kVARh) CER 2.2) En horas fuera de punta PEMT × PEBT × PEFP c) Cargo por potencia activa (S/./kW-mes) c./kWh) b./kWh) b.2) En horas fuera de punta PEMT × PEBT × PEFP c) Cargo por potencia activa (S/.4) Opción Tarifaria: BT2 a) Cargo fijo mensual (S/.5) Opción Tarifaria: BT3 a) Cargo fijo mensual (S/.2) Para facturación de potencia en horas fuera de punta VBTFP × FCFPBT d) Cargo por energía reactiva (S/.
/kW-mes) = b1 + b2 b1 = PEMT × PEBT × PE × NHUBT b2 = ( PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP ) × 100 Resolución N° 023-97 P/CTE Página 5 de 16 ./kWh) = b1 + b2 b1 = PEMT × PEBT × PE b2 =  PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP    × 100   NHUBT 2./Cliente-mes) CFE b) Cargo por energía activa (S/./kWh) PEMT × PEBT × PE c) Cargo por potencia activa (S/.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.6) Opción Tarifaria: BT4 a) Cargo fijo mensual (S/./Cliente-mes) CFS b) Cargo por energía activa (S/.2) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en fuera de punta” ( PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP ) × CBTFP + ( 1 − CBTFP ) × VBTFP × FCFPBT d) Cargo por energía reactiva (S/. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 c./kW-mes) c.8) Opción Tarifaria: BT6 a) Cargo fijo mensual (S/.1) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en punta” ( PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP ) × CBTPP + ( 1 − CBTPP ) × VBTFP × FCFPB c.2) Para facturación de potencia de clientes calificados como “presente en fuera de punta” ( PPMT × PPBT × PP + VMTPP × PPBT + VBTPP ) × CBTFP + ( 1 − CBTFP ) × VBTFP × FCFPBT 2./kVARh) CER 2.7) Opción Tarifaria: BT5 a) Cargo fijo mensual (S/./Cliente-mes) CFE b) Cargo por potencia activa (S/.
90 0.96 0.99 0.99 0.792 2. La Comisión de Tarifas Eléctricas establecerá el procedimiento para la aplicación de lo dispuesto en el Artículo 72º del Decreto Ley Nº 25844 .97. excepto los sistemas aislados con demanda máxima menor de 12 MW son: Empresa Coelvisa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Ucayali EMSEMSA 1 Luz del Sur SEAL SERSA Otras PTPMT 0.95 0./Cliente-mes): Parámetros CFE CFS CFH Sector 1 1.99 0.99 0. según el procedimiento descrito más adelante.797 4.96 0. Resolución N° 023-97 P/CTE Página 6 de 16 .99 0.99 0.93 0.96 0.566 2.117 Sector 3 1.566 2.99 0. CFS y CFH se determinarán del modo siguiente: VMTFP = VADMT × FBP VMTPP = PTPMT × VMTFP VBTFP = VADBT × FBP VBTPP = PTPBT × VBTFP Los valores de los cargos fijos CFE.117 Sector 2 1. 3.Ley de Concesiones Eléctricas. VMTPP. CFS y CFH son los que se indican a continuación y vienen expresados en (S/.96 0.99 0.91 0.117 Sector 4 1.96 0.99 0.99 0.96 0.99 0.707 2.797 4.99 PTPBT 0.96 0.297 El término FBP representa el equilibrio entre la facturación de potencia a los clientes y la potencia coincidente con la máxima demanda del sistema de distribución. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 3) Definición de Parámetros Tarifarios 3.96 0.96 0.10. VBTFP y VBTPP.99 0.1) Valores Agregados y Cargos Fijos Para cada concesión de distribución los Valores Agregados VMTFP.93 0.797 4.99 0.797 4.99 0.90 0.99 1 Valores modificados por Resolución N° 027-97 publicada en el Diario Oficial “El Peruano” con fecha 30.2) Factores de Corrección del Valor Agregado de Distribución El valor de los factores de corrección del Valor Agregado de Distribución PTPMT y PTPBT para los sistemas eléctricos de las empresas distribuidoras. así como los cargos fijos CFE.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.96 0.99 0.93 0.
1559 1.2364 1.0400 PPMT 1.0281 1.1559 1.2364 1.2026 1.0320 1.1832 1.0423 1.0248 1.2816 1.0527 1.2622 1.0527 1.1832 PPBT 1.0248 PPMT 1.1743 1.0533 1. a.0248 1.1832 1. respectivamente: 3.2184 1.1850 Luz del Sur 1.0248 1.0423 1.2136 PPBT 1.2026 1.0248 1.4) Factores de Expansión de Pérdidas a) Aplicables a partir del 01 de noviembre de 1997 hasta el 31 de octubre de 1998.99 y 0.0429 1.3) Sector Típico 3 Empresa Coelvisa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Resolución N° 023-97 P/CTE Página 7 de 16 .1850 PEMT 1.0527 1.3272 1.0248 1.2622 1.2026 1.0527 1.2816 1.2364 1.0263 1.0533 1.1832 1.3) Número de Horas de Uso Sector 1 400 NHUBT Sector 2 320 Sector 3 300 Sector 4 275 3.0237 1.2026 1.2816 1.0423 1.0248 1.0320 1.0248 1.2026 1.3017 1.2364 1.0429 1.0365 1.0281 1.0248 1.2184 1.1743 1.0423 1.1832 1.0527 1.1832 1.0527 1.2816 1.0423 1.99.0423 1. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 El valor de los factores PTPMT y PTPBT para los sistemas aislados con demanda máxima menor a 12 MW será igual a 0.0297 1.2364 1.0423 PEBT 1.0527 1.0281 1.2816 1.0423 1.0263 1.0423 1.0423 1.2364 PEMT 1.1832 1.1939 1.0281 1.2471 1.2364 1.0281 1.0248 1.1832 1.0281 1.2816 1.1832 1.2364 1.2930 a.0527 1.2816 1.1559 1.0647 PEBT 1.0237 1.2791 1.2026 1.0527 1.1) Sector Típico 1 Empresa PEMT PPMT PEBT PPBT Edelnor 1.0248 1.2364 1.0540 1.0297 1.1559 1.2026 1.2816 1.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.2) Sector Típico 2 Empresa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Ucayali Emsemsa Seal Sersa a.3794 1.0281 1.2026 1.1832 1.0281 1.0281 1.2364 1.0423 1.
0307 PEBT 1.1728 1.2026 1.1728 1.0273 1.2816 1.1670 1.0281 1.2) Sector Típico 2 Empresa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Ucayali Emsemsa Seal Sersa b.2136 PPBT 1.0239 1.2250 PEMT 1.1) Sector Típico 1 Empresa Edelnor Luz del Sur PEMT 1.0343 1.1728 1.1488 1. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 a.0297 1.0514 1.0273 1.2250 1.2342 1.2523 1.2775 1.0239 1.1918 1.0520 1.0227 PPMT 1.1763 1.0273 1.0410 1.2816 1.0527 1.1728 1.0281 1.0527 1.0514 1.2250 1.1918 1.1728 1.2693 1.2693 1.2816 1.0410 1.1488 PPBT 1.0239 1.0410 1.0281 1.2250 1.2014 PPBT 1.0239 1.0378 PPMT 1.1918 1.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.2523 1.0416 1.2693 1.0281 1.0514 1.0253 1.2250 1.0514 1.2026 1.0400 PPMT 1.0273 1.2026 1.2557 1.2250 1.1743 1.2250 1.0520 1.1728 PPBT 1.1488 1.0410 1.2622 1.0410 1.2816 1.0533 1.1918 1.2693 1.0287 1.1728 1.1918 1.0253 1.2693 1.0410 1.0273 1.1918 1.2250 1.0410 PEBT 1.2693 1.0273 1.0410 1.4) Sector Típico 4 Empresa Edelnor Electro Centro Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal PEMT 1.0410 1.0307 1.0239 1.2092 1.0239 1.0239 1.0273 1.0227 1.0239 PPMT 1.2930 b) Aplicables a partir del 01 de noviembre de 1998 hasta el 31 de octubre de 1999.0239 1.0514 1.0514 1.2693 1.2092 1.3538 1.2693 1.0647 PEBT 1.0514 1.0273 1.1918 1.0416 1.2250 1.1728 1.1821 1.1728 1.0410 1.0527 1.1488 1.2792 b.3035 1.2250 1.0527 1.1918 1.1728 1.1670 1.1763 PEMT 1. b.0514 1.0273 1.0514 1.0287 1.3) Sector Típico 3 Empresa Coelvisa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Resolución N° 023-97 P/CTE Página 8 de 16 .0514 1.0239 1.2026 1.0239 1.0620 PEBT 1.0410 1.
0506 1.0230 1.2137 1.1625 1.0230 1.0264 1.1812 1.2014 PPBT 1.1419 1.0501 1.2331 1.2137 1.1599 1.0501 1.1705 1. c.2137 1.1812 1.1419 1.0378 PPMT 1.0242 1.0620 PEBT 1.0501 1.0230 1.0264 1.1918 1.2137 PEMT 1.0397 1.2137 1.0501 1.1812 1.0501 1.0514 1.2572 1.2137 1.2572 1.1812 1.0294 PEBT 1.2693 1.1599 1.2572 1.0321 1.0397 1.0264 1.4) Sector Típico 4 Empresa Edelnor Electro Centro Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal PEMT 1.2001 1.0355 PPMT 1.1625 1.0264 1.1625 1.0397 1.0501 1.0506 1.0273 1.2572 1.2137 1.0216 1.2426 1.2137 1.0514 1.2572 1.0273 1.1918 1.1812 1.0264 1.1419 PPBT 1.0230 1.2426 1.2572 1.1812 1.0397 PEBT 1.2523 1.0264 1.2137 1.2137 1.0397 1.1625 1.2001 1.0594 PEBT 1.0397 1. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 b.1419 1.2693 1.1918 1.2572 1.0514 1.0397 1.0520 1.0501 1.1625 1.2806 1.0276 1.0230 1.0230 PPMT 1.0397 1.1678 PEMT 1.2693 1.1894 PPBT 1.0242 1.0216 PPMT 1.3291 1.0230 1.0514 1.0276 1.2) Sector Típico 2 Empresa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Ucayali Emsemsa Seal Sersa c.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.3) Sector Típico 3 Empresa Coelvisa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Resolución N° 023-97 P/CTE Página 9 de 16 .1625 1.1) Sector Típico 1 Empresa Edelnor Luz del Sur PEMT 1.0501 1.0294 1.1670 1.2657 c.1812 1.2217 1.1678 1.0230 1.2693 1.0264 1.0397 1.1625 PPBT 1.0397 1.1918 1.0287 1.0402 1.2792 c) Aplicables a partir del 01 de noviembre de 1999 hasta el 31 de octubre del 2000.1625 1.0264 1.0230 1.0402 1.1625 1.1812 1.0264 1.0488 1.0397 1.0273 1.2541 1.0230 1.2572 1.0230 1.0501 1.1625 1.0273 1.
0222 1.1912 1.1524 1.0232 1.2454 1.0222 1.0488 1.2027 1.1524 1.2657 d) Aplicables a partir del 01 de noviembre del 2000 hasta el 31 de octubre del 2001.3053 1.2331 1.0492 1.2027 1.0488 1.0501 1.3) Sector Típico 3 Empresa Coelvisa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Resolución N° 023-97 P/CTE Página 10 de 16 .0276 1. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 c.1350 PPBT 1.2027 1.0501 1.0488 1.0385 1.1812 1.0222 1.1524 1.0488 1.0264 1.0567 PEBT 1.1708 1.0206 PPMT 1.1524 1.1912 1.2572 1.2454 1.0222 1.0488 1.0506 1.0222 1.2572 1.0492 1.2454 1.1524 1.0299 1.0222 1.0264 1.0255 1.0281 1. d.0385 1.1592 1.0488 1.1524 1.0389 1.1350 1.0355 PPMT 1.0594 PEBT 1.0281 PEBT 1.2454 1.1350 1.0264 1.1777 PPBT 1.1708 1.1708 1.1593 1.0385 1.2027 1.2454 1.1) Sector Típico 1 Empresa Edelnor Luz del Sur PEMT 1.0488 1.0255 1.0255 1.0385 1.1599 1.0333 PPMT 1.2454 1.2572 1.0385 1.2093 1.1708 1.1524 1.0255 1.0222 1.1708 1.0488 1.1708 1.0255 1.0462 1.0222 1.0266 1.0385 1.2027 1.2027 1.0385 1.2454 1.1812 1.0222 1.1524 1.1812 1.2027 PEMT 1.1812 1.0389 1.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.2454 1.0266 1.0255 1.2317 1.2331 1.2114 1.2) Sector Típico 2 Empresa Edecañete Edelnor Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Ucayali Emsemsa Seal Sersa d.2027 1.2426 1.0255 1.0385 PEBT 1.0385 1.1894 PPBT 1.2027 1.0488 1.0206 1.0501 1.1708 1.0222 1.2525 d.1350 1.1593 PEMT 1.1524 1.0255 1.0222 PPMT 1.1524 PPBT 1.2585 1.4) Sector Típico 4 Empresa Edelnor Electro Centro Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal PEMT 1.1528 1.1528 1.0501 1.0264 1.1708 1.0385 1.0385 1.0232 1.0255 1.2572 1.2027 1.
713 0. MT3.1528 1.5) Factores de Coincidencia FCPPMT FCFPMT FCPPBT FCFPBT Sector 1 0.0492 1.750 0.49 0.576 Sector 4 0.1708 1.0000 0.0 3.713 0. los valores de VADMT.9876 0.9940 0.61 0.0333 PPMT 1.4) Sector Típico 4 Empresa Edelnor Electro Centro Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal PEMT 1.9938 0.0000 0.9840 VADMT VADBT 1.0000 0.0255 1.2454 1.28 Sector 3 1.77 0.2454 1.0 Sector 4 1.752 0.0266 1. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 d.38 0.70 0.587 Sector 3 0.2454 1.0255 1.0000 0.832 Sector 2 0.752 0.9875 1.27 Sector 3 0.77 0.6) Factores de Contribución a la Punta a) Opciones Tarifarias: MT4.9948 0.861 0.9698 0.37 Sector 2 0.876 0.905 0.0488 1.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.7) Factores de Economía de Escala A partir de las fechas que se indican.9552 b) Sector Típico 2 01 Noviembre 1997 01 Noviembre 1998 01 Noviembre 1999 01 Noviembre 2000 Resolución N° 023-97 P/CTE CFE CFS CFH 1.9896 0.790 0.0255 1.0 b) Opción Tarifaria: BT4 para Alumbrado Público CBTPP Sector 1 1.0567 PEBT 1.839 0.9815 VADMT VADBT 1.0255 1.9843 0.750 0.0000 0. CFE.1708 1.2525 3.2331 1.35 0.28 Sector 4 0.0 Sector 2 1.9845 Página 11 de 16 .576 3.70 0.38 0.0488 1.9850 0.899 0.66 0.9690 0.66 0. BT4 y BT3 CMTPP CMTFP CBTPP CBTFP Sector 1 0.1777 PPBT 1.1708 1.2454 1.9848 0.0488 1.0000 0. CFS y CFH deben ser multiplicados por los factores de economía de escala siguientes: a) Sector Típico 1 01 Noviembre 1997 01 Noviembre 1998 01 Noviembre 1999 01 Noviembre 2000 CFE CFS CFH 1.9876 0.9938 0.1708 1. VADBT.0488 1.62 0.9539 1.
Dicho cálculo tendrá vigencia a partir del 01 de marzo de cada año de acuerdo a lo siguiente: Ep = (a − c − e) (a − c − e) + (b − d − f ) Donde: La energía anual entregada a los sistemas de distribución en barras de media tensión: .COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.9854 0.0326 S/. de acuerdo a las opciones tarifarias que se indican: MT4 : PE = Ep × PEPP + ( 1 − Ep ) × PEFP BT4 : PE = Ep × PEPP + ( 1 − Ep ) × PEFP BT5 : PE = Ep × PEPP + ( 1 − Ep ) × PEFP Donde el valor de Ep se calculará anualmente como el promedio de los valores de los últimos dos años calendario.9859 0.9782 1. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 c) Sector Típico 3 01 Noviembre 1997 01 Noviembre 1998 01 Noviembre 1999 01 Noviembre 2000 CFE CFS CFH 1.9940 0.9789 d) Sector Típico 4 01 Noviembre 1997 01 Noviembre 1998 01 Noviembre 1999 01 Noviembre 2000 CFE CFS CFH 1.9825 VADMT VADBT 1.0000 0.En horas fuera de punta = b Resolución N° 023-97 P/CTE Página 12 de 16 .9941 0.9735 4) Cargo por Energía Reactiva (CER) CER = Cargo por energia reactiva = 0.9782 VADMT VADBT 1.9929 0.0000 0.9883 0.0000 0.0000 0. se obtendrá a nivel de empresa distribuidora.9880 0.0000 0.9854 0. para los sistemas interconectados y sistemas eléctricos aislados con demanda máxima superior a 12 MW.9822 0.9821 1.9927 0.0000 0./KVARh 5) Determinación del Factor de Ponderación de Precios en Barra para la Energía (PE) Este factor.En horas de punta = a .9911 0.9927 0.
35. el valor del Ep será de 0. BT2. Para el período Noviembre 1997 .En horas de punta = c . en los formatos que establezca la Secretaría Ejecutiva. MT3.En horas fuera de punta = d La energía anual vendida en baja tensión (opciones tarifarias BT1. MT2. Resolución N° 023-97 P/CTE Página 13 de 16 . deberán ajustarse anualmente de conformidad al balance de potencia coincidente con el objetivo de evitar sobre-venta o sub-venta de potencia de punta de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. La potencia teórica coincidente (PTC) será la suma de los siguientes componentes: 1. BT3. BT2. con el procedimiento antes referido para los sistemas interconectados. PTCM: La PTC de las tarifas monomias de energía se obtendrá a partir de la facturación de energía y del número de horas de uso con la siguiente fórmula: PTCM = Energía facturada /Horas de uso 3. PPR: Pérdidas de potencia reconocidas calculadas según los factores de expansión de pérdidas El valor de PTC no podrá ser mayor que la máxima demanda del sistema de distribución. según corresponda 2. MT3 y clientes libres en MT) multiplicada por el factor de expansión de pérdidas PEMT . Por cada sistema eléctrico se determinará anualmente el factor de balance de potencia (FBP) que afectará los correspondientes valores agregados de distribución. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 La energía anual vendida en media tensión (opciones tarifarias MT1. BT3 y clientes libres en BT) multiplicada por los factores de expansión de pérdidas PEMT y PEBT . BT4)se calcularán a partir de la facturación de potencia y se afectarán los correspondientes factores de coincidencia y factores de contribución a la punta.Febrero 1998.En horas fuera de punta = f Las energías vendidas en cada una de las opciones tarifarias deberán considerar el mismo período de facturación con los ajustes que fueran necesarios.En horas de punta = e . PTCB: La PTC de las tarifas binomias (MT2. 6) Determinación del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP) Las ventas de energía y potencia de los sistemas eléctricos mayores a 12MW de demanda máxima. Para los sistemas aislados con demanda máxima menores a 12 MW. MT4. según los procedimientos. y mientras no se efectúen los cálculos. pudiendo la distribuidora demostrar otros factores ante la Comisión de Tarifas Eléctricas. Las empresas presentarán la información sustentatoria para la aprobación de la Comisión de Tarifas Eléctricas.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av. pudiendo ésta disponer su corrección fundadamente. ajustándose a esta mediante el factor FBP. Las empresas deberán comunicar a la Comisión de Tarifas Eléctricas los resultados y el sustento respectivo con un mínimo de quince días previos a su aplicación. formatos y medios que establezca la Comisión de Tarifas Eléctricas. las empresas aplicarán el factor Ep fijado en marzo de 1997.
Asimismo. Cuando existen líneas de transmisión de distinta tensión. El valor inicial a emplear es de FBP = 1. no señale un procedimiento diferente para este fin.97. En tanto la Resolución Precios en Barra. C) OBTENCION DE LOS PRECIOS EN BARRA EQUIVALENTE DE MEDIA TENSION (PEPP. las distancias en niveles de tensión distintas se ajustarán de modo que considerando el cargo unitario regulado en la tensión de referencia se obtenga el mismo costo total. multiplicando las respectivas demandas ó potencias instaladas por las distancias acumuladas a la barra de referencia y dividiendo la sumatoria por la demanda ó potencia instalada total. Para efectos de la presente Resolución.. Artículo Segundo. Las empresas concesionarias de distribución. A) FACTOR DE ACTUALIZACION (FAVADMT) DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION EN MEDIA TENSION (VADMT) FAVADMT = XMT × IPM D IPAl D + YMT × + ZMT × × IPM 0 D0 IPAl0 D0 (1) El valor de los parámetros XMT. en los formatos que establezca la Comisión. La distribuidora podrá demostrar otros factores ante la Comisión de Tarifas Eléctricas. Dicho trámite se efectuará cuando las condiciones del cálculo varíen. PEFP. YMT y ZMT por cada uno de los sectores típicos se muestra a continuación: 2 Artículo modificado por Resolución N° 029-97 P/CTE publicada en el Diario Oficial “El Peruano” con fecha 31. PE. las distancias equivalentes a considerar serán las vigentes a la fecha. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 El valor FBP será calculado anualmente con la información correspondiente al periodo anual anterior y tendrá vigencia a partir del 01 de mayo de cada año. con el procedimiento antes referido. PP) Los precios en la barra equivalente de media tensión. se obtendrán la distancia equivalente de transmisión en el nivel de tensión de mayor longitud (tensión de referencia). adicionándoles los cargos por transmisión y transformación hasta las barras de media tensión del sistema de distribución.0. según lo establecido en el artículo 73º de la Ley de Concesiones 2 Eléctricas. se obtendrá para cada sistema eléctrico una distancia equivalente de transmisión en función de los kW-km. el valor de FBP será de 1. se establecerán los demás parámetros que sean necesarios para definir el costo de transmisión y transformación en los términos que establece las resoluciones de Precios en Barra. Para los sistemas con demanda máxima menor a 12 MW. u otra específica.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av. Las empresas deberán solicitar anualmente a la Comisión de Tarifas Eléctricas la aprobación de los resultados presentando el sustento respectivo a mas tardar el 28 de febrero de cada año. adjuntando para este fin los diagramas unifilares y la información sustentatoria previa a su aplicación.0 hasta el primer cálculo. según la metodología regulada por la Comisión de Tarifas Eléctricas para los Precios en Barra. Resolución N° 023-97 P/CTE Página 14 de 16 .10. deberán solicitar a la Comisión de Tarifas Eléctricas la aprobación de la distancia equivalente y demás parámetros a emplear.Fíjase LAS FORMULAS DE ACTUALIZACIÓN DE LOS VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN. se obtendrán a partir de los precios en barra en las subestaciones de referencia.
3 y 4) (5) D = TC × ( 1 + TA ) Resolución N° 023-97 P/CTE Página 15 de 16 .0810 0. YMT: Coeficiente de participación de los Productos Importados en el VADMT. FACFS y FACFH) DE LOS CARGOS FIJOS (CFE.2934 0. C) FACTORES DE ACTUALIZACIÓN (FACFE.2721 0.0865 0.8099 0.8466 Sector 3 0. 2.0720 0. B) FACTOR DE ACTUALIZACIÓN (FAVADBT) DEL VALOR AGREGADO DE BAJA TENSIÓN (VADBT) FAVADBT = XBT × IPM D IPAl D + YBT × + ZBT × × IPM 0 D0 IPAl0 D0 (2) Los valores de los parámetros XBT. YBT: Coeficiente de participación de los Productos Importados en el VADBT.8027 Sector 4 0.7780 Sector 2 0.1163 0. ZMT: Coeficiente de participación del Conductor de Aluminio en el VADMT. por cada uno de los sectores típicos son iguales a: Parámetro XBT YBT ZBT Sector 1 0.0777 0.8576 0.0538 0.0386 0. ZBT: Coeficiente de participación del Conductor de Aluminio en el VADBT.6893 Sector 3 0. YBT y ZBT.8576 Sector 4 0.0981 0.0669 0. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 Parámetro XMT YMT ZMT Sector 1 0.0920 Siendo: XBT: Coeficiente de participación de la Mano de Obra y Productos Nacionales en el VADBT.0920 Siendo: XMT: Coeficiente de participación de la Mano de Obra y Productos Nacionales en el VADMT. CFS y CFH) FACFE = FACFS = FACFH = IPM IPM 0 (3) D) FACTOR DE ACTUALIZACIÓN (FACER) DEL CARGO POR ENERGIA REACTIVA (CER): FACER = D D0 (4) E) DEFINICIÓN DE LOS PARÁMETROS UTILIZADOS EN LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (1.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av.1682 0.0504 0.0647 0.6346 Sector 2 0.
La vigencia del correspondiente pliego tarifario será a partir del día siguiente a su publicación.09.220244 IPAl0 (US$/Tn) : 1511.COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS SECTOR ENERGIA Y MINAS Av. los valores a utilizar como precios de energía y potencia serán los correspondientes a los valores b1 y b2.Para efectos de la compensación por racionamiento de energía y potencia a que se refiere el artículo 168º del Reglamento..97) • El valor base del índice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de setiembre de 1997. CANADA 1470 SAN BORJA TELÉFONO 224 0487 Siendo: D : TC : TA : IPM : IPAl : Indice de productos importados. cotización de Oferta y Demanda Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace.La presente Resolución entrará en vigencia a partir del 1º de noviembre de 1997.) de las 52 últimas semanas referidas a la cuarta semana del mes de junio (27.97 • El valor base de la tasa arancelaria es 12% vigente al 30.Las empresas distribuidoras de servicio público de electricidad aplicarán las disposiciones tarifarias del artículo precedente para determinar los pliegos tarifarios a clientes finales.06. Se utilizará el último valor venta publicado en el diario oficial "El Peruano'' al día 28 del mes anterior. Artículo Quinto..39 D0 (S/. Se utilizarán los valores de TC y TA vigentes al día 28 del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. • El valor base del aluminio corresponde al promedio de los precios promedios semanales (week avg..) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Week. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al día 28 del mes anterior. Artículo Sexto. Artículo Cuarto.654 S/. comuníquese y publíquese EDUARDO ZOLEZZI CHACÓN Presidente Comisión de Tarifas Eléctricas Resolución N° 023-97 P/CTE Página 16 de 16 . y para las opciones tarifarias BT5 y BT6. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.9725 • El valor base del tipo de cambio del Dólar de Norteamérica (Tc) es de 2. Artículo Tercero. Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del tercer mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.09. Indice 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. publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática./US$ que corresponde al 30. Regístrese. debiendo remitir previamente a su publicación en cada oportunidad copia suscrita por su representante legal a la Comisión de Tarifas Eléctricas y la publicarán en uno de los diarios de mayor circulación local. Los valores base que se utilizarán en las de actualización son: IPM0 : 1456.Derógase o déjase en suspenso las disposiciones que se opongan al cumplimiento de la presente Resolución. El valor base es el IPM correspondiente al mes de setiembre. respectivamente. Valor Referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú. Indice de precios al por mayor..97. Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico./US$) : 2.
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References: RESOLUCIÓN 
 Artículo 43

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 Artículo 72
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 artículo 73
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 artículo 168
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