Transcript Cargo por energía

.
Tarifas para el Consumo de
Energía Eléctrica
Tarifa Eléctrica

Son los precios que se aplican al consumo de
energía eléctrica.

Son fijados por al Gerencia Adjunta de
Regulación Tarifaría (GART) – OSINERG.

Se da a través de un contrato de la empresa
eléctrica y el consumidor.
Cargo
fijo: Por costos de lectura,
procesamiento, emisión y distribución del recibo.
Alumbrado
publico: Esta en función del
consumo del cliente.
Son 3 los conceptos para la facturación del
consumo de energía eléctrica:
- Demanda máxima.
- Energía consumida.
- Factor de potencia.
Cargos por demanda máxima:
- Se basa en: costos de generación,
transmisión y distribución de energía
eléctrica.
Cargos por energía consumida:
- Comprende gastos de combustible,
mantenimiento y otros relacionados con la
operación. Basado en el número de Kwh.
Cargos por factor de potencia:
- A mayor transmisión de corriente se da un
bajo f.p; por ende un mayor cargo en la
facturación (multa) y viceversa (reducción).
Estructura de las tarifas:

Niveles de tensión:
- Baja tensión < 1 kV
- Media tensión:
1 kV < MT < 35kV
- Alta tensión,
subtransmision:
35 kV < ATs < 220 kV
- Alta tensión
AT > 220 kV
Los componentes básicos de las tarifas, son:
- A nivel de producción:
. Precios en Barra (Generación +
Transmisión).
. Potencia de punta.
. Energía en punta y fuera de punta.
- A nivel de distribución:
. Valor Agregado de distribución de Media
Tensión.
. Valor Agregado de Distribución de Baja
tensión.
. Costos asociados a la tensión de los clientes.
. Perdidas estándares de distribución de
potencia y energía en media y baja tensión.
Parámetros a controlar en la
energía eléctrica:

Factor de Potencia: Resulta de la comparación
de la potencia aparente (KVA) con la potencia
real (KW). Su sensado es a través de la
medición del desfase entre voltaje y corriente.

Demanda (KW): Controlar el pico de demanda
máxima de potencia, por que a través de este
se hace la facturación. Su sensado es a través
de un transductor de potencia.

Energía (Kwh.): El método de control de energía
mas usado consiste en encender y apagar
cargas por medio de un temporizador.
OPCIONES TARIFARIAS
Cargo del cliente: Recupera costos de medidor
y conductor de servicio (medición, facturación y
asistencia al cliente).
Demanda (KW): Promedio máximo de potencia
en kilovatios (kW) en un periodo de media hora
(“Demanda pico”).
Cargo por demanda: Recupera costos de capital
y gastos no relacionados con el uso de
combustibles de la generación, transmisión y
sistemas de subestaciones de servicio.
Cargo por energía: Recupera costos variables
relacionados con el funcionamiento de la planta
generadora.
Cargo por instalaciones: Recupera costos de
capital y gastos de distribución eléctrica de la
subestación hasta el Es la suma del cargo del
cliente conductor de servicio.
Kilovatio-hora (kWh): Unidad que se usa para
medir la energía eléctrica.
Factura mínima mensual:, instalaciones,
demanda y ajuste por demanda reactiva.
Temporada Estival:.
Temporada Invernal:
Tarifas de Baja Tensión:
Baja Tensiòn
Opción
Tarifaría
BT2
Tipo de Medición
Cargos de Facturación
Medición de 2 energías
activas y 2 potencias
activas (2E2P).
a)
Energía: Punta y fuera de
punta.
Potencia: Punta y fuera
de punta.
c)
b)
d)
e)
f)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía
activa en horas de
punta.
Cargo por energía
activa en horas fuera de
punta.
Cargo por potencia
activa en horas de
punta.
Cargo por exceso de
potencia activa en
horas fuera de punta.
Cargo por energía
reactiva.
BT3
Medición de 2 energías
activas y 1 potencia activa
(2E1P).
a)
Energía: Punta y fuera de
punta.
Potencia: Máxima del
mes.
c)
Calificación de Potencia:
P: Usuario presente en
punta.
FP: Usuario presente en
fuera de punta.
e)
b)
d)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía
activa en horas de
punta.
Cargo por energía
activa en horas fuera
de punta.
Cargo por potencia
activa.
Cargo por energía
reactiva.
BT4
Medición de 1 energía
activa y 1 potencia activa
(1E1P).
a)
b)
c)
Energía: Total del mes.
Potencia: Máxima del
mes.
Calificación de Potencia:
P: Usuario presente en
punta.
FP: Usuario presente en
fuera de punta.
d)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía
activa.
Cargo por potencia
activa.
Cargo por energía
reactiva.
BT5A
Medición de 2 energías
activas (2E).
a)
Cargo fijo mensual.
b)
Energía: Punta y fuera de
punta.
c)
Cargo por energía activa
en horas de punta.
Cargo por energía activa
en horas fuera de punta.
Cargo por exceso de
potencia en horas fuera
de punta.
d)
BT5B
BT6
Medición de una energía
activa (1E).
Energía: Total del mes.
a)
Medición de una potencia
activa (1P).
Potencia: Máxima del mes.
a)
b)
b)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía activa.
Cargo fijo mensual.
Cargo por potencia activa.
Tarifas de Media Tensión:
Media Tensiòn
Opció
n
Tarifarí
a
MT2
Tipo de Medición
Medición de 2 energías
activas y 2 potencias
activas (2E2P).
Cargos de Facturación
a)
b)
c)
Energía: Punta y fuera de
punta.
Potencia: Punta y fuera de
punta.
d)
e)
f)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía activa
en horas de punta.
Cargo por energía activa
en horas fuera de punta.
Cargo por potencia
activa en horas de punta.
Cargo por exceso de
potencia activa en horas
fuera de punta.
Cargo por energía
reactiva.
MT3
Medición de 2 energías
activas y 1 potencia activa
(2E1P).
a)
b)
c)
Energía: Punta y fuera de
punta.
Potencia: Máxima del mes.
d)
e)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía activa
en horas de punta.
Cargo por energía activa
en horas fuera de punta.
Cargo por potencia
activa.
Cargo por energía
reactiva.
MT4
Medición de 1 energía
activa y 1 potencia activa
(1E1P).
a)
b)
c)
Energía: Total del mes.
Potencia: Máxima del
mes.
Calificación de potencia:
P: Usuario presente en
punta.
FP: Usuario presente en
fuera de punta.
d)
Cargo fijo mensual.
Cargo por energía
activa.
Cargo por potencia
activa.
Cargo por energía
reactiva
Tablero Eléctrico de la Empresa
Medidores
Tablero de Distribución Eléctrica de
baja tensión:

Usado en distribución
de potencia o en una
subestación.
 1600 a 5000 A.
 600 Vac.
 50/60 Hz.
Tablero de Distribución Eléctrica de
media tensión:

4.16kV - 250 MVA
hasta 13.8k 1500MVA.
 1200, 2000, 3000,
3500 y 4000 A.
 Exploración de
petróleo en Arabia
Saudita, otros.
III. TARIFAS ELÉCTRICAS DOMÉSTICAS
Es el costo que se debe pagar por una línea
monofásica en el hogar. También se ven casos de
conexiones trifasicas.
Pertenece a los de Baja Tensión.
3.1. CLASES DE TARIFAS DOMÉSTICAS.


TARIFA RESIDENCIAL. Características
- Cargo fijo mensual.
- Cargo por energía activa.
TARIFA NO RESIDENCIAL.
Características
De 0 - 30 Kw.h :
- Cargo fijo mensual.
- Cargo por energía activa.


De 31 - 100 Kw.h :
- Cargo fijo mensual.
- Cargo por energía activa – Primeros 30
Kw.h.
- Cargo por energía activa – Exceso de 30
Kw.h.
Mayores o iguales a 100 Kw.h :
- Cargo Fijo mensual
- Cargo por energía activa.
EJEMPLO DE FACTURACION
P (W)
Tiempo de
funcionamiento (h)
P (KWh)
Plancha
1000
6
6.00
Televisor
100
50
5.00
Equipo de sonido
80
55
4.40
Alumbrado
200
180
36.00
Licuadora
300
6
1.80
Horno de
Microondas
1100
5
5.50
Computadora
300
28
0.90
Ducha eléctrica
3500
18
63.00
Refrigeradora
200
300
80.00
Electrodoméstico
Total de Potencia
171.00
Terminos utilizables

CLIENTES DE BAJA TENSION (BT) son los
clientes cuya tension de suministro es igual o
inferior a 1kw comprende tarifas BT2,…..BT6.
 ENERGIA ACTIVA (Kwh) es aquella que se
transforma en trabajo mecanico, calor o
iluminacion .Se registra en su medidor.
 POTENCIA CONTRATADA (kw) es la potencia
max. que contrata el cliente con la empresa
consecionaria
 INTERES CONPENSATORIO la ley faculta a las
conseciones a aplicar un interes compensatorio
considerandose a apartir de la fecha de
vencimiento apartir de la factura que no haya
sido cancelada


INTERES MORATORIO
VIGENCIA DE OPCION TARIFARIA la
opcion atrifari atomada por los clientes regira
por un plazo de un año. Sino solicita un
cambio , se renovara automaticamente,
manteniendose la opcion vigente
C arg o por energía  P( KWh ) x c arg a por energía activa
 171 KWh
El c arg o
x 34.65
ctm S / .
 5925 .15 ctm S / .
KWh
por energía  S / . 59.25
Para realizar el cálculo, de la factura que
debe de pagar la persona se debe de
aunar al cargo por energía, el cargo fijo,
el alumbrado público, la reposición y
mantenimiento de conexión y otros.
Todos estos pagos nos daran el
Subtotal
I .G.V .  Subtotal x 19 %
I .G.V .  69.66 x 19 %  S / . 13.25
OSINERG

P
COMO HACER UN RECLAMO

Si presenta su reclamo por teléfono, exija
que el concesionario le dé un número de
registro, para que pueda efectuar un
seguimiento a su reclamo. Asimismo, debe
asegurarse que todos los temas que usted
está reclamando sean debidamente
consignados por el concesionario. Anote y
conserve el

número de registro de su reclamo, fecha,
hora y el nombre completo del funcionario
que le atendió.
Si presenta su reclamo personalmente, exija
que se anoten todos los temas de su reclamo
y se precise claramente sus pedidos;
asimismo, que le den una copia del formato
donde ha quedado consignado su reclamo.
Si presenta su reclamo por escrito, describa y
anote claramente sus pedidos; lleve además
una copia o fotocopia del mismo y asegúrese
que se lo sellen como constancia de entrega
(cargo).
¿POR QUE SE HACE EL
RECLAMO?

CAMBIO DE OPCION TARIFARIA

CUANDO PROCEDE LA SUSPENCION
DE SUMINISTRO

RETIRO DE SUMINISTRO
REQUISITOS Y PROCEDIMIENTOS
PARA ATENCION DE RECLAMOS








SUJETOS A LA RECLAMACION
OBJETO
INSTANCIAS
GARANTIA AL CLIENTE
PROTECCION AL CLIENTE
REQUISITOS DE RECLAMOS
MODALIDADES DE RECLAMACION
RECURSO IMPUGNATORIO
DIAGRAMA DE PROCEDIMIENTO Y
SEGUIMIENTO
ACEPTACION DEL RECLAMO
Si no completas cualquiera de estos
requisitos,
la
empresa
debera
comunicartelo dentro de los tres dias
habiles luego de haber recibido el
reclamo. Tendras 48 horas despues de
haber recibido la comunicación para
completar lo faltante.
En caso contrario, el reclamo no podra ser
atendido.
Una vez efectuado el reclamo, se te
asignara un numero de expediente anota y
conserva ese numero.
TARIFAS INDUSTRIALES
La Dirección General de Electricidad del
Ministerio de Energía y Minas (DGE –
MEM), mediante la Resolución Directoral
N° 005-2001-EM/DGE, estableció los
sectores de distribución típicos, los
indicadores y procedimiento de
clasificación de los sistemas de
distribución eléctrica y el procedimiento
de cálculo de los factores de ponderación
del VAD vigentes para la Regulación de las
Tarifas de Distribución Eléctrica del
periodo Noviembre 2001 – Octubre 2005.

Mayormente este tipo de tarifas los utilizan las
industrias ya que estas tienen conexiones
trifásicas y poseen una potencia a contratar
superior a los 6kw y permite el funcionamiento
de artefactos como termas, cocinas eléctricas,
etc.
 La conexión trifásica consta con 3 cables de
ingreso.
 En cambio la instalación de una conexión
monofásica está limitada a potencias
contratadas menores de 6 kw contando con 2
cables de ingreso.
 Las conexiones trifásicas utilizan tanto
medidores electromecánicos como electrónicos
(estos últimos para industrias principalmente) en
cambio las monofásicas requieren de un
medidor electromagnético monofásico.
¿Cómo se forman las tarifas?
• En el mercado de energía tenemos dos tipos de clientes: LIBRES
(precio libre) y REGULADO (tarifa)
El costo de la energía consumida es calculado mediante
la diferencia de lecturas entre el mes actual y el mes anterior,
multiplicando el resultado por el factor del medidor y por la
tarifa en la cual se factura el servicio. (Factor de medidor:
constante de reducción de la corriente para permitir el registro
en el medidor).
CONSUMO REAL: (Lectura mes actual – Lectura mes anterior)* factor medidor
El factor del medidor es la constante de reducción de la corriente que permite
adaptar la carga a medir a la capacidad del equipo de medida.
Cuando la medición no puede realizarse en forma directa se emplean reductores
aplicándose este factor con el fin que el equipo de medida pueda soportar las
tensiones y corrientes para efectuar el registro del consumo.
Al momento de facturar deberá multiplicarse la diferencia de lecturas por el factor
del medidor para obtener el consumo real.
TIPOS DE TARIFAS INDUSTRIALES
TARIFAS EN MEDIA TENSIÓN: OPCIÓN –
DESCRIPCIÓN – CARGOS QUE COMPRENDE
1.Cargo
MT2
Tarifa con doble
medición de
energía activa y
contratación o
medición de dos
potencias.
2E2P Cargo fijo
mensual
por energía activa en
horas de punta
2.Cargo por energía activa en
horas fuera de punta
3.Cargo por potencia en
horas de punta.
4.Cargo por exceso de
potencia en horas fuera de
punta.
5.Cargo por energía reactiva.
MT3
Tarifa con doble
medición de energía
activa y contratación o
medición de una
potencia.
2E1P
Calificación:
I. Clientes de punta
II. Clientes fuera de
punta
Cargo fijo
mensual
MT4
Tarifa con simple
medición de energía
activa y contratación o
medición de una
potencia.
1E1P
Calificación
I. Clientes de punta
II. Clientes fuera de
punta Cargo fijo
mensual
1.Cargo
por energía activa en horas de
punta
2.Cargo por energía activa en horas
fuera de punta
3.Cargo por potencia.
4.Cargo por energía reactiva.
1.Cargo
2.Cargo
por energía activa
por potencia
3.Cargo por energía reactiva.
Composición del precio
regulado

El precio de energía al consumidor final tiene una componente
de 52% que corresponde al precio de generación de energía.
¿Cuánto representa el consumo de energía
eléctrica en el sector industrial ?
Estructura del Consumo Final de Energía Eléctrica
por Sectores 2002
Agropecuario y
Agroindustrial
3%
Residencial,
Comercial y
Público
37%
Minero Metalúrgico
26%
Pesquería
3%
Industrial
31%
•El objetivo estratégico es generar condiciones para que la industria
enfaticen en el valor agregado de sus productos finales.
El costo de la generación es cubierto por los precios base de
energía y potencia. El precio base de energía viene expresado en
céntimos de sol por kilo-watt-hora (kwh) y el precio base de la
potencia en soles por kilowatt (kw).
El sistema principal de transmisión (SPT) está conformado
únicamente por las líneas de transmisión que unen sub-estaciones
o barras base y permiten el libre transito de la electricidad
El sistema secundario de transmisión (SST) está conformado por
las sub-estaciones de líneas y barras de transmisión en las cuales
es posible identificar al usuario (generador,distribuidor o cliente
final)
Tal como se muestra en la Fig.2, el precio base está formado por los
costos de generación y los costos del sistema principal de transmisión,
estando ubicados en las barras de MAT del sistema eléctrico. Por otro
lado el precio en la barra equivalente de media tensión (MT) es igual a la
suma del precio base más los costos del SST.
EJEMPLO PRÁCTICO:
Determinar los precios en barra de un cliente de AT ubicado en la
ciudad de Lima, el cual para llegar a las sub-estaciones de
MAT/AT de Lima requiere de una línea de 20 km. en AT. Este
cliente tiene una potencia máxima mensual de 10 MW y un
consumo mensual en hora punta y fuera de punta de 1296 MWh
y 5148 MWh, respectivamente (Fig. 4).
De los datos proporcionados por la Resolución 004-96 P/CTE se
observa que tanto el peaje (CBPSL) como las pérdidas de
potencia (PPL) y energía (PEL) de la Línea de AT son expresadas
por unidad de longitud, por lo que hay que
hacer un cálculo previo para determinar el peaje total así como
las pérdidas totales de dicha línea.
El peaje total del sistema de transmisión secundaria utilizado por el cliente (SSTd)
es igual a la suma del peaje por la Sub-Estación (CBPST) más el peaje total de la
Línea (CBPSLTOTAL):
Este valor representa el 68% del peaje principal (1,1758/1,72).
La facturación total del Cliente es de 715 619,50 Soles (166376,00 + 569243,50),
lo cual da como resultado un precio medio total de 11,044 ctm.S/./kWh
(715619,50/6480000x100).
El precio medio por la facturación de la energía (excluyendo la potencia)
es igual a 8,476 ctm.S/kWh
El precio medio es igual a 2,568 ctm.S/./ kWh.
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Barra : punto localizado en una sub - estación donde se produce
un intercambio de energía eléctrica.
SSTg : Sistema Secundario de Transmisión de responsabilidad del
generador o asociado a la central eléctrica.
SSTd : Sistema Secundario de Transmisión de responsabilidad del
cliente final o asociado a la demanda final.
FPME : Factor de pérdidas marginales de energía.
FPMP : Factor de pérdidas marginales de potencia.
Producto:
MEDIDORES FAE
Detalle:
MEDIDORES DE ENERGIA
ACTIVA / FAE _______________________
CATALOGO
Medidor de energía activa trifásico
380/220V.4 hilos, 60Hz, clase2,
30(120)A, para medida directa. ____________
MFT-90G
Medidor de energía activa monofásico
3 hilos, 60Hz, clase2, 15(90)A,
5 enteros + 1 decimal. ___________________
MF79GT
Medidor de energía activa monofásico
220V. 2 hilos, 60Hz, clase2, 10(50)A _________
MF79K
Producto:
MEDIDORES SCHLUMBERGER
Detalle:
MEDIDORES DE ENERGIA
ACTIVA / SCHULUMBERGER ____________
CATALOGO
Medidor de energía activa trifásico
220V, 3 hilos, 60Hz, clase2, 5(20)A __________ MVT201
Escenario beneficioso para los usuarios de energía
eléctrica
Efecto en los Costos Marginales de Energía
por la llegada del Gas de Camisea
US$/MWh
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2004
2005
2006
2007
2008
Cmg's (sin Camisea y expansión a carbon)
 Con
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Cmg's (con Camisea CA y CC )
el ingreso de ciclos combinados con gas natural, el precio de generación de
energía reflejado en los costos marginales será negociado a valores
competitivos en beneficio de los clientes libres.
 Para lograr este escenario se necesita una inversión en el sector eléctrico de
5,500 MMUS$ (generación, transmisión y distribución)
Situación actual: Efecto de sequía e ingreso de Camisea
Comparación de Costos Varibles v s. Oferta
160
C ostos Variables (U S$/M W h)
140
120
1
2
3
4
5
6
7
8
ILO2 TV-CARB-1
MALACAS TGN-4 (GAS )
YARINACOCHA
Oferta en Estiaje con
TUMBES R6
Oferta en estiaje con
ILO1 TV4
ETEVENSA
a D2a D2
Etevensa
MOLLENDO 1, 2, 3
CHILINA (SULZ 1,2)
VENTANILLA Tg3 y Tg4
8
100
5
80
6
Oferta en Estiaje con
4
Etevensa a GN
60
Oferta
40
7
Oferta en estiaje con
ETEVENSA a GN
Hidraúlica
(- 17% respecto a
Avenida)
1
3
2
Oferta en Avenida con
20
Etevensa a GN
0
1500
1700
1900
2100
2300
2500
Ofe rta (MW)
2700
2900
Diesel
3100
Gas
3300
3500
Avenida Etev.Gas
•La oferta real promedio hidráulica en época de estiaje en año hidrológico seco
se reduce 17% con respecto a la época de avenida en año hidrológico
promedio incrementándose 2.5 veces los costos variables .


Red de energía eléctrica
En una central hidroeléctrica, el agua que cae de una
presa hace girar turbinas que impulsan generadores
eléctricos. La electricidad se transporta a una estación
de transmisión, donde un transformador convierte la
corriente de baja tensión en una corriente de alta
tensión. La electricidad se transporta por cables de alta
tensión a las estaciones de distribución, donde se
reduce la tensión mediante transformadores hasta
niveles adecuados para los usuarios. Las líneas
primarias pueden transmitir electricidad con tensiones
de hasta 500.000 voltios o más. Las líneas secundarias
que van a las viviendas tienen tensiones de 220 o 110
voltios
CONCLUSIONES

El sector eléctrico es el motor del crecimiento económico del país.
La competitividad de la industria peruana depende de la buena
salud del sector eléctrico.

Necesidad de modernizar la estructura del sector eléctrico y dotar
a la economía de un bien en las mejores condiciones de
confiabilidad, calidad y precio.

Los generadores como socios estratégicos de la actividad
industrial influirán en su cadena de valor mediante:
Precios libres de energía competitivos que favorezcan su
inmersión internacional.
Confiabilidad y calidad del suministro de energía
Incentivar el consumo de energía eléctrica con tarifas
especiales en períodos de mayor consumo estacional.
TARIFACIONES
ELÉCTRICAS
Cargo fijo:
2.05
Alumbrado Público
7.50
Reposición y Mantenimiento de conexión
0.67
Interés compensatorio
0.29
Consideramos también que el IGV es el 19 %
* CARGO POR ENERGÍA: Es la facturación de
la energía activa del periodo facturado.
* CARGO FIJO: Es el cobro mensual de los
costos de lectura, procesamiento, emisión y
distribución del recibo.
* ALUMBRADO PÚBLICO: Está en función del
consumo del cliente.
* REPOSICIÓN Y MANTENIMIENTO DE
CONEXIÓN: Cargo para el mantenimiento de la
conexión y su reposición final.
* INTERES COMPENSATORIO: Interes cobrado
despues de la fecha de vencimiento durante 9
días.
COMPONENTES DE LAS TARIFAS
ELÉCTRICAS
Término de Facturación de Potencia (TFP)
El producto de la Potencia Contratada
(PC), establecida en la Póliza de Abonado,
por el precio del Término de Potencia (TP)
TFP = PC x TP
Término de Facturación de Energía (TFE)
El producto de la Energía Consumida (EC)
durante el período de facturación
considerado por el precio del Término de
Energía (TE)
Estructura de las tarifas

Niveles de tensión:
- Baja tensión < 1 kV
- Media tensión:
1 kV < MT < 35kV
- Alta tensión, subtransmisión:
35 kV < ATs < 220 kV
- Alta tensión
AT > 220 kV
TARIFA
BÁSICA
• Cuota Término de Potencia
• Cuota Término de Energía
COMPLEMENTOS
• Por Energía Reactiva
• Por Discriminación Horaria
• Otros Complementos
POTENCIA DE
FACTURACIÓN CON
MAXIMETRO Y SIN
MAXIMETRO
CON MAXIMETRO
Potencia maxima
Potencia de facturación
Pmax< 0.85 x Pc
Pf = 0.85 x Pc
0.85 x Pc <= Pmax <=
1.05 Pc
Pmax > 1.05 Pc
Pf = Pmax
Pf =Pmax + 2( Pmax –
1.05 Pc)