“AÑO DEL BICENTENARIO DEL PERÚ: 200 AÑOS DE INDEPENDENCIA”
Viernes  5 de marzo  de 2021
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA
Y MINERÍA OSINERGMIN N° 039-2021-OS/CD
PROYECTO DE RESOLUCIÓN
MEDIANTE EL CUAL SE FIJAN
LOS PRECIOS EN BARRA
APLICABLES AL PERIODO
COMPRENDIDO ENTRE EL 01
DE MAYO DE 2021 Y EL 30
DE ABRIL DE 2022
SEPARATA ESPECIAL
2
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA
OSINERGMIN Nº 039-2021-OS/CD
Lima, 2 de marzo de 2021
CONSIDERANDO:
Que, la función  reguladora de Osinergmin se encuentra  reconocida en el artículo 3  de la Ley Nº 27332,  Ley Marco de
los Organismos  Reguladores de la  Inversión Privada  en los Servicios  Públicos. Dicha  función, exclusiva del  Consejo
Directivo, comprende la facultad de ?jar mediante resoluciones, las tarifas de los servicios bajo su ámbito, de acuerdo  a
los criterios y principios previstos en las legislaciones sectoriales;
Que, conforme a lo  previsto en el literal p)  del artículo 52 del Reglamento  General de Osinergmin, aprobado mediante
Decreto Supremo Nº  054-2001-PCM, corresponde a su  Consejo Directivo, ?jar, revisar y  modi?car las tarifas de  venta
de  energía eléctrica,  con estricta  sujeción  a los  procedimientos  establecidos por  el  Decreto Ley  Nº  25844, Ley  de
Concesiones Eléctricas (“LCE”);
Que, según  se dispone en  el literal g)  del Anexo A.1 del “Procedimiento  para Fijación de  Tarifas en Barra”,  aprobado
mediante Resolución Nº 080-2012-OS/CD,  el proyecto de resolución mediante el  cual se ?jan los precios en  barra; así
como la  relación de  la información  (informes, estudios,  dictámenes o  modelos económicos)  que la  sustenta, deberá
publicarse en el  diario o?cial El Peruano y  en la página Web, con  un plazo no menor  a 15 días hábiles anteriores  a la
publicación de la  resolución con la que  se aprueben los Precios  en Barra; Que, a partir  de lo previsto en  la normativa
sectorial y en los respectivos contratos de concesión, se prevé la incorporación de diversos conceptos y cargos tarifarios,
como parte de la resolución con la que se ?jen los precios en barra, tal como se desarrolla en el proyecto tarifario;
Que, en ese sentido, en el marco de lo previsto en la Ley Nº 27838, corresponde publicar el proyecto tarifario, a ?n de que
los interesados puedan remitir sus comentarios y sugerencias. Asimismo, corresponde convocar a audiencia pública para
el sustento de los cálculos efectuados por Osinergmin, la misma que se efectuará de forma virtual (transmisión en directo
/
declarados por el Poder Ejecutivo;
streaming), debido  a la  coyuntura nacional del  Estado de  Emergencia Nacional  y Estado de  Emergencia Sanitaria,
Que, se han expedido los Informes Nº 144-2021-GRT, Nº 145-2021-GRT y Nº 146-2021-GRT de la División de Generación
y Transmisión Eléctrica, de la División de Gas Natural y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas de
Osinergmin, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin;
Que, conforme a lo dispuesto por Ley Nº 27838, por el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento
Administrativo General, aprobado con Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS y a las facultades concedidas por el Reglamento
General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; sus modi?catorias y complementarias, y
Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 07-2021.
SE RESUELVE:
Artículo 1º.- Disponer la publicación en el diario o?cial El Peruano y en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.
gob.pe, del proyecto de resolución mediante el cual se ?jan los Precios en Barra aplicables al periodo comprendido entre
el 01 de mayo de 2021 y el 30 de abril de 2022, documento que ?gura como Anexo 1, y de la relación de información que
sustenta la decisión de Osinergmin, la misma que se acompaña como Anexo 2.
Artículo  2º.-  Convocar a  Audiencia  Pública  Virtual  por transmisión  en  directo  (streaming),  para  la sustentación  y
exposición por  parte de  Osinergmin, de  los criterios,  metodología y  modelos utilizados  en el  proyecto de  resolución
publicado, que se realizará en la fecha, hora y modalidad siguientes:
Fecha
Hora
: Miércoles, 10 de marzo de 2021
: 10:00 a.m.
Modalidad
Plataforma
: Virtual
: YouTube  Live y Microsoft Teams (Los respectivos enlaces serán publicados en  la página web y en un
diario de circulación nacional previamente a la realización de la audiencia)
Artículo 3º.-  Disponer un  plazo de  ocho (8)  días hábiles  contados a  partir del  día siguiente  de  la publicación  de la
presente resolución, a ?n  de que los interesados remitan sus  opiniones y sugerencias a la  Gerencia de Regulación de
Tarifas (GRT) de  Osinergmin, vía la ventanilla  electrónica: https://ventanillavirtual.osinergmin.gob.pe/ o  de encontrarse
habilitada la mesa de partes física, en Avenida Canadá Nº 1460, San Borja, Lima. Las opiniones y sugerencias también
podrán ser remitidas a la siguiente dirección de correo electrónico: ?ta@osinergmin.gob.pe. La recepción de las opiniones
y/o sugerencias en medio físico o electrónico, estará a cargo de la Sra. Ruby Gushiken Teruya. En el último día del plazo,
sólo se analizarán los comentarios recibidos hasta las 17:30 horas, en cualquiera de los medios indicados.
Artículo 4º.- Encargar a la Gerencia de Regulación de Tarifas el análisis de las opiniones y sugerencias que se presenten
sobre el proyecto de resolución a que se re?ere el artículo 1º de la presente resolución.
Artículo 5º.- Disponer la publicación de  la presente resolución en el diario o?cial El Peruano, junto  a sus Anexos 1 y 2,
y consignarlos, conjuntamente con los  Informes Nº 144-2021-GRT, 145-2021-GRT y Nº 146-2021-GRT,  y la exposición
de motivos, en la página Web de Osinergmin: http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2021.aspx
JAIME MENDOZA GACON
Presidente del Consejo Directivo
Osinergmin
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
3
ANEXO 1
PROYECTO DE
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO
ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA
OSINERGMIN Nº …..-2021-OS/CD
Lima, …. de abril de 2021
VISTOS:
Los informes del Subcomité de Generadores y del Subcomité de Transmisores del Comité de Operación Económica del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SUBCOMITÉS”); los Informes de la Gerencia de Regulación de
Tarifas de Osinergmin Nº …-2021-GRT, Nº …-2021-GRT y Nº …-2021-GRT.
CONSIDERANDO:
Que, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y  Minería (“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 ?jar  los Precios en Barra para los  suministros a que se re?ere  el
literal d) del artículo 43 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”);
Que, mediante Resolución Nº 080-2012-OS/CD se aprobó la Norma “Procedimiento para 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
las obligaciones  y los  plazos para  las diferentes etapas  que deben  llevarse a  cabo tales  como la publicación  de los
estudios de los Subcomités de Generadores y  de Transmisores (“SUBCOMITÉS”), las audiencias públicas previstas, la
presentación de observaciones y su correspondiente subsanación, entre otras;
Que, el Procedimiento para la ?jación  de Tarifas en Barra, se inició el 13 de noviembre  de 2020 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 2020;
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 ?jar 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 paraAsegurar
el Desarrollo E?ciente de la Generación Eléctrica, y en concordancia con la Tercera Disposición Complementaria Transitoria
de la misma Ley, Osinergmin ha veri?cado que los precios en barra no di?eran en más de diez por ciento (10%) del promedio
ponderadodelospreciosdelasLicitaciones.Lamencionadaveri?caciónsehaefectuadosegúnloprevistoenel“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 ?jar, 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 ?jar 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 elAnexo 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, antes del 30 de abril de cada
año, el valor actualizado de la Remuneración Anual (“RA”), para cada periodo anual comprendido entre el 01 de mayo y el 30
de abril del año siguiente. 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 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 in?uye en el cálculo del Peaje por Conexión al Sistema
Principal de Transmisión, se requiere ?jar 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 LiquidaciónAnual
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;
Que, de conformidad con el artículo 19 de la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios deTransmisión
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
de?nida de acuerdo con la Resolución Nº 083-2015-OS/CD y sus modi?catorias;
Que, mediante Resolución Ministerial Nº 042-2021-MEM/DM, publicada el 24 de febrero de 2021, el Ministerio de Energía
y Minas determinó el Monto Especí?co para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados
aplicable en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2021 y el 30 de abril de 2022;
4
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
Que, según 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,
utilizando el Monto Especí?co aprobado, 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 de la concesionaria
Genrent del  Perú S.A.C., perteneciente a  los Sistemas Aislados. Sobre  el particular, cabe  indicar que mediante  Carta
GP_2020-000058 recibida  con fecha 13  de noviembre de  2020, dicha concesionaria  remitió a Osinergmin  en versión
digital el Estudio de Determinación de Costos  Variables No Combustibles de las Unidades de Generación de la  Central
Térmica Iquitos Nueva, para su consideración en la de?nición del CVNC del periodo mayo 2021 – abril 2022. La propuesta
ha sido observada  en dos oportunidades, con  O?cios Nº 037-2021-GRT  y 251-2021-GRT, a los  cuales la empresa ha
remitido las  respetivas absoluciones mediante  Cartas GP_2021-0023 y  GP_2021-0025, respectivamente,  las mismas
que han sido consideradas, en lo pertinente, en la aprobación del respectivo CVNC. La vigencia del CVNC en este último
periodo será anual y culminada su vigencia,  el periodo se sujetará a lo previsto en el respectivo  Procedimiento Técnico
del COES;
Que, adicionalmente, se ha considerado separar las  actualizaciones del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con
respecto a  las de  los sistemas  aislados, a ?n  de evitar  que las  ?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 ?jación
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 modi?cada 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, modi?cada mediante Ley Nº 29969, Ley que dicta
disposiciones a ?n de  promover la masi?cación 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, en
concordancia con  la Norma “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” aprobada con  Resolución Nº 151-
2013-OS/CD;
Que, además, mediante Decreto Supremo Nº 044-2014-EM, se dictaron disposiciones orientadas a brindar con?abilidad 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 ?nancieros 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 Con?abilidad 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 Con?abilidad 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, Ley de Transparencia y Simpli?cación de los Procedimientos
Regulatorios de Tarifas, mediante Resolución Nº …-2021-OS/CD, se dispuso la publicación, en el diario o?cial El Peruano
y en la  página web de  Osinergmin, del proyecto de  resolución mediante el  cual se ?jan los  precios en barra  y demás
conceptos tarifarios aplicables al periodo  comprendido entre el 01 de mayo de 2021  y el 30 de abril de 2022, así  como
la relación de información que la sustenta; con la ?nalidad de recibir comentarios y sugerencias para su correspondiente
análisis y, de ser el caso, su incorporación en la versión de?nitiva de la resolución;
Que, del mismo modo, se convocó a Audiencia Pública Virtual 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 10 de marzo de 2021. Asimismo, dentro del plazo establecido se recibieron comentarios de los interesados;
Que, se han expedido los Informes Técnicos Nº …-2021-GRT, Nº …-2021-GRT y Legal Nº …-2021-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 re?ere 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 E?ciente  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
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
5
del Procedimiento Administrativo General aprobado  con Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS;  así como en sus normas
modi?catorias, y complementarias;
Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº …-2021.
SE RESUELVE:
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.
Cuadro Nº 1
Barra de Referencia de
Generación
Tensión
kV
PPM
PEMP
PEMF
S/ /kW-mes
ctm. S/ /kWh
ctm. S/ /kWh
SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)
Zorritos
220
220
220
220
220
220
138
138
138
220
60
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
18,77
18,64
18,70
18,45
18,69
16,24
16,25
16,42
16,56
18,42
18,47
17,00
16,99
18,01
17,84
17,79
17,41
17,39
17,31
17,45
17,58
17,64
17,62
17,68
17,60
17,67
17,49
17,40
17,43
17,53
17,51
17,55
17,82
17,72
17,79
17,61
17,73
16,33
16,34
16,44
16,58
17,58
17,62
16,68
16,72
17,35
17,24
17,22
16,93
16,91
16,86
16,97
17,07
17,12
17,09
17,15
17,07
17,13
17,04
16,94
16,98
17,04
17,09
17,12
Talara
Piura Oeste
La Niña
Chiclayo Oeste
Carhuaquero
Carhuaquero
Cutervo
Jaen
Guadalupe
Guadalupe
La Ramada
Cajamarca
Trujillo Norte
Chimbote 1
Chimbote 1
Paramonga Nueva
Paramonga Nueva
Paramonga Existente
Huacho
220
220
220
220
138
220
138
138
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
Lomera
Zapallal
Carabayllo
Ventanilla
La Planicie
Lima (1)
Cantera
Chilca
Asia
Alto Praderas
Independencia
Ica
6
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
Barra de Referencia de
Generación
Tensión
kV
PPM
PEMP
PEMF
S/ /kW-mes
ctm. S/ /kWh
17,66
17,03
17,07
17,22
17,26
17,18
17,40
17,61
17,14
17,02
16,70
16,56
16,60
16,58
17,05
17,07
16,85
17,03
17,24
17,10
16,63
16,93
16,93
16,88
16,62
16,74
16,79
17,15
16,99
17,06
16,92
16,90
16,89
17,50
16,89
16,89
17,30
17,82
17,89
18,18
18,43
18,41
18,30
18,20
ctm. S/ /kWh
17,13
16,58
16,69
16,77
16,80
16,73
16,91
17,09
16,67
16,56
16,19
16,03
16,06
16,05
16,38
16,38
16,36
16,57
16,87
16,79
16,12
16,39
16,47
16,42
16,19
16,30
16,34
16,73
16,58
16,65
16,47
16,43
16,46
17,07
16,46
16,46
16,73
17,18
17,24
17,53
17,82
17,79
17,63
17,51
Marcona
220
220
220
220
220
220
220
220
138
220
220
220
138
22,9
138
60
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
20,45
Mantaro
Huayucachi
Pachachaca
Pomacocha
Huancavelica
Callahuanca
Cajamarquilla
Huallanca
Vizcarra
Tingo María
Aguaytía
Aguaytía
Aguaytía
Pucallpa
Pucallpa
Aucayacu
Tocache
138
138
138
220
138
138
138
220
138
138
220
220
138
50
Belaunde
Caclic
Tingo María
Huánuco
Paragsha II
Paragsha
Yaupi
Yuncan
Yuncan
Oroya Nueva
Oroya Nueva
Oroya Nueva
Carhuamayo
Carhuamayo Nueva
Caripa
138
220
138
220
138
44
Desierto
Condorcocha
Condorcocha
Machupicchu
Cachimayo
Cusco (2)
Combapata
Tintaya
138
138
138
138
138
220
138
138
138
Tintaya Nueva
Ayaviri
Azángaro
San Gaban
17,63
18,20
17,01
17,34
Mazuco
138
138
20,45
20,45
Puerto Maldonado
19,67
18,30
17,71
17,58
Juliaca
138
20,45
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
7
Barra de Referencia de
Generación
Tensión
kV
PPM
PEMP
PEMF
S/ /kW-mes
ctm. S/ /kWh
ctm. S/ /kWh
Puno
138
220
138
138
138
220
220
138
138
138
220
138
138
138
138
138
66
20,45
20,45
18,29
18,26
18,23
18,02
18,10
18,08
17,62
18,16
18,27
18,37
18,09
18,10
18,27
18,21
18,25
18,12
18,07
18,16
18,22
17,57
17,55
17,63
17,44
17,49
17,48
17,07
17,52
17,56
17,63
17,46
17,48
17,60
17,59
17,62
17,59
17,58
17,50
17,52
Puno
Callalli
20,45
Santuario
20,45
Arequipa (3)
Socabaya
Cotaruse
20,45
20,45
20,45
Cerro Verde
Repartición
Mollendo
20,45
20,45
20,45
Moquegua (4)
Moquegua (4)
Ilo ELS (5)
Boti?aca
20,45
20,45
20,45
20,45
Toquepala
Aricota
20,45
20,45
Aricota
20,45
Tacna (Los Héroes)
Tacna (Los Héroes)
220
66
20,45
20,45
SISTEMAS AISLADOS (6)
28,86
Adinelsa
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
35,09
33,09
33,09
51,14
0,00
35,09
33,09
33,09
51,14
0,00
Chavimochic
Eilhicha
28,86
28,86
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
Hidrandina
28,86
28,86
28,86
44,80
51,00
33,09
33,09
76,47
44,80
51,00
33,09
33,09
76,47
28,86
28,86
28,86
Seal
28,86
Notas:
(1)
(2)
(3)
(4)
Barra de Referencia de Generación Lima: Constituida por las barras Chavarría 220 kV, Santa Rosa 220
kV, San Juan 220 kV, Los Industriales 220 kV y Carapongo 220 kV.
Barra de Referencia de Generación Cusco: Constituida  por las barras Dolorespata 138 kV y Quencoro
138
kV.
Barra de Referencia de Generación Arequipa: Constituida por las barras Socabaya 138 kV y Chilina 138
kV.
La  Barra de  Referencia  de  Generación  Moquegua 220  kV  y  Moquegua 138  kV,  anteriormente  se
denominaban Montalvo 220 kV y Montalvo 138 kV.
(5)
(6)
La Barra de Referencia de Generación Ilo ELS 138 kV, anteriormente se denominaba Ilo ELP 138 kV.
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 e?ciencia.
?????????ggggggggggg???
Se de?ne:
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???
????????????????gggG???
8
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
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
PEBF
PPB
:Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, expresado en céntimos de S//kWh
:Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, expresado en céntimos de S//kWh
: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
PTSGT
:Cargo de Peaje por Conexión Unitario, expresado en S//kW-mes
: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 PÉRDIDAS DE POTENCIA
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.
Cuadro Nº 2
Factor de
Pérdidas de
Potencia
Factor Nodal de
Energía en Horas de
Punta
Factor Nodal de Energía
en Horas Fuera de
Punta
Barras de Referencia de
Generación
Tensión
kV
Zorritos
220
220
220
220
220
220
138
138
138
220
60
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0626
1,0553
1,0583
1,0444
1,0578
0,9195
0,9201
0,9293
0,9374
1,0429
1,0456
0,9623
0,9615
1,0197
1,0101
1,0069
0,9857
0,9841
0,9797
0,9875
0,9949
0,9988
0,9975
1,0010
0,9961
1,0000
0,9899
1,0405
1,0347
1,0386
1,0280
1,0349
0,9533
0,9537
0,9597
0,9679
1,0265
1,0284
0,9739
0,9763
1,0129
1,0064
1,0053
0,9884
0,9873
0,9845
0,9908
0,9963
0,9994
0,9978
1,0013
0,9967
1,0000
0,9950
Talara
Piura Oeste
La Niña
Chiclayo Oeste
Carhuaquero
Carhuaquero
Cutervo
Jaen
Guadalupe
Guadalupe
La Ramada
Cajamarca
Trujillo Norte
Chimbote 1
Chimbote 1
Paramonga Nueva
Paramonga Nueva
Paramonga Existente
Huacho
220
220
220
220
138
220
138
138
220
220
220
220
220
220
220
220
Lomera
Zapallal
Carabayllo
Ventanilla
La Planicie
Lima
Cantera
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
9
Factor de
Pérdidas de
Potencia
Factor Nodal de
Energía en Horas de
Punta
Factor Nodal de Energía
en Horas Fuera de
Punta
Barras de Referencia de
Generación
Tensión
kV
Chilca
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
138
220
220
220
138
22,9
138
60
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
0,9848
0,9866
0,9925
0,9911
0,9935
0,9999
0,9638
0,9664
0,9749
0,9769
0,9723
0,9851
0,9967
0,9705
0,9634
0,9455
0,9372
0,9396
0,9386
0,9651
0,9660
0,9539
0,9642
0,9756
0,9682
0,9414
0,9583
0,9582
0,9558
0,9406
0,9476
0,9506
0,9710
0,9620
0,9659
0,9577
0,9564
0,9560
0,9907
0,9559
0,9559
0,9792
1,0085
1,0129
1,0293
1,0432
1,0420
1,0357
0,9889
0,9910
0,9946
0,9978
0,9997
0,9999
0,9677
0,9744
0,9791
0,9806
0,9765
0,9873
0,9976
0,9732
0,9667
0,9451
0,9357
0,9374
0,9367
0,9563
0,9565
0,9551
0,9676
0,9849
0,9801
0,9409
0,9570
0,9615
0,9588
0,9452
0,9514
0,9541
0,9766
0,9679
0,9719
0,9613
0,9592
0,9610
0,9967
0,9609
0,9609
0,9769
1,0032
1,0063
1,0232
1,0402
1,0389
1,0291
Asia
Alto Praderas
Independencia
Ica
Marcona
Mantaro
Huayucachi
Pachachaca
Pomacocha
Huancavelica
Callahuanca
Cajamarquilla
Huallanca
Vizcarra
Tingo María
Aguaytía
Aguaytía
Aguaytía
Pucallpa
Pucallpa
Aucayacu
Tocache
138
138
138
138
138
138
138
220
138
138
220
220
138
50
Belaunde
Caclic
Tingo María
Huánuco
Paragsha II
Paragsha
Yaupi
Yuncan
Yuncan
Oroya Nueva
Oroya Nueva
Oroya Nueva
Carhuamayo
Carhuamayo Nueva
Caripa
138
220
138
220
138
44
Desierto
Condorcocha
Condorcocha
Machupicchu
Cachimayo
Cusco
138
138
138
138
138
220
220
Combapata
Tintaya
Tintaya Nueva
Ayaviri
10
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
Factor de
Pérdidas de
Potencia
Factor Nodal de        Factor Nodal de Energía
Barras de Referencia de
Generación
Tensión
kV
Energía en Horas de
Punta
en Horas Fuera de
Punta
Azángaro
138
138
138
138
138
138
220
220
138
138
220
220
138
138
138
220
138
138
138
138
138
66
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0304
0,9983
1,0302
1,1134
1,0357
1,0351
1,0334
1,0317
1,0203
1,0245
1,0236
0,9972
1,0278
1,0340
1,0397
1,0239
1,0248
1,0343
1,0309
1,0328
1,0259
1,0227
1,0278
1,0316
1,0223
0,9929
1,0126
1,0339
1,0262
1,0259
1,0248
1,0294
1,0183
1,0209
1,0202
0,9965
1,0230
1,0251
1,0294
1,0193
1,0203
1,0274
1,0267
1,0286
1,0270
1,0265
1,0215
1,0229
San Gaban
Mazuco
Puerto Maldonado
Juliaca
Puno
Puno
Callalli
Santuario
Arequipa
Socabaya
Cotaruse
Cerro Verde
Repartición
Mollendo
Moquegua
Moquegua
Ilo ELS
Boti?aca
Toquepala
Aricota
Aricota
Tacna (Los Héroes)
Tacna (Los Héroes)
220
66
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.
Cuadro Nº 3
PCSPT
Sistema de Transmisión
S//kW-mes
2,420
0,003
0,004
0,006
0,121
0,700
1,964
0,612
0,043
0,521
1
2
SPT de REP
SPT de Egemsa
SPT de San Gabán
SPT de Antamina
SPT de Eteselva
SPT de Redesur
3
4
5
6
7
SPT de Transmantaro (Contrato BOOT , Addendum Nº 5 y Addendum Nº 10)
SPT de Transmantaro (Addendum Nº 8)
8
9
SPT de Transmantaro (Ampliación Adicional 1)
10
SPT de ISA (contrato BOOT, ampliación 1 y 2)
No Reserva Fría (No RF)
Centrales duales
0,279
RF de Talara
0,878
1,861
0,995
0,120
0,208
Cargo
Seguridad de Suministro
Unitario
por
Compensación
por  RF de Ilo
RF de Eten
11
RF de Puerto Maldonado
RF de Pucallpa
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
11
PCSPT
Sistema de Transmisión
S//kW-mes
Central Cogeneración Paramonga
0,194
0,079
0,069
0,105
0,011
0,135
0,217
0,060
0,138
0,093
0,091
0,051
0,410
0,411
0,519
0,534
0,048
0,226
0,379
0,449
1,065
0,049
0,162
0,226
0,037
0,053
1,090
0,310
0,105
0,026
0,199
0,675
0,251
0,179
0,498
0,038
0,033
0,063
0,054
0,009
0,154
0,049
0,115
0,221
0,074
0,491
C.H. Santa Cruz II
C.H. Santa Cruz I
C.H. Poechos 2
C.H. Roncador
C.H. La Joya
C.H. Carhuaquero IV
C.H. Caña Brava
C.T. Huaycoloro
C.H. Huasahuasi I
C.H. Huasahuasi II
C.H. Nuevo Imperial
Repartición Solar 20T
Majes Solar 20T
Tacna Solar 20T
Panamericana Solar 20T
C.H. Yanapampa
C.H. Las Pizarras
C.E. Marcona
C.E. Talara
C.E. Cupisnique
C.H. Runatullo III
C.H. Runatullo II
CSF Moquegua FV
C.H. Canchayllo
C.T. La Gringa
C.E. Tres Hermanas
C.H. Chancay
12
Cargo por Prima
C.H. Rucuy
C.H. Potrero
C.H. Yarucaya
C.S. RubÍ
C.H. Renovandes H1
C.S. Intipampa
C.E. Wayra I
C.B. Huaycoloro II
C.H. Angel I
C.H. Angel II
C.H. Angel III
C.H. Her
C.H. Carhuac
C.H. El Carmen
C.H. 8 de Agosto
C.H. Manta
C.T. Callao
13
14
Cargo Unitario por FISE
(1)
Cargo Unitario  por Compensación de  la Con?abilidad  en la Cadena  de Suministro  de
Energía
0,012
Cargo Unitario  por Capacidad  de  Generación  CT Puerto Bravo
2,237
1,858
15
Eléctrica
CT NEPI
Notas:
(1)
El COES deberá  distribuir los montos  a transferir por aplicación  del Cargo Nº 13  entre las empresas:
Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A., Enel Generación Perú S.A.A., ENGIE Energía Perú S.A.,
12
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
Kallpa Generación S.A., SDF Energía S.A.C., Fénix Power Perú S.A., Termochilca S.A.C. y Termoselva
S.R.L considerando  las  proporciones  de 0,9%,  11,5%,  27,1%,  31,8%, 1,8%,  16,2%,  8,7%  y 2,0%,
respectivamente.
Los valores del Cargo de Peaje de Transmisión Unitario (PTSGT) son los que se muestran en el Cuadro Nº 4.
Cuadro Nº 4
PTSGT
(1)
Instalación de Transmisión de SGT
LT Chilca – Zapallal (Tramo 1 y 2)
S//kW-mes
0,511
0,113
1,262
0,560
0,750
0,115
1,988
0,308
0,004
0,042
0,080
0,112
0,208
0,388
0,091
0,314
2,342
0,806
0,273
0,828
1,145
0,064
0,712
1
2
LT Talara – Piura (2do Circuito)
3
LT Zapallal – Trujillo 500 kV
4
LT Machupicchu – Abancay – Cotaruse
LT Trujillo – Chiclayo 500 kV
5
6
LT Pomacocha – Carhuamayo
7
Línea Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo 500kV
SE Carapongo (1º Etapa)
8
9
SE Carapongo (Monto Complementario)
Refuerzo 1 LT Trujillo – Chiclayo (Banco de Reactores)
LT Carhuamayo – Paragsha 220 kV
LT Paragsha – Conococha 220 kV
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
LT Conococha – Huallanca 220 kV
LT Huallanca – Cajamarca 220 kV
SE Cajamarca – SVC
LT Socabaya – Tintaya
LT Chilca - Marcona – Montalvo 500 kV
LT Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyobamba
LT Azángaro – Juliaca – Puno 220 kV
Enlace 500 kV Nueva Yanango-Nueva Huánuco y Subestaciones Asociadas
(2)
Enlace 500 kV Mantaro-Nueva Yanango-Carapongo y Subestaciones Asociadas
LT Aguaytía – Pucallpa (2da Terna)
LT Machupicchu – Quencoro – Onocora – Tintaya 220kV
(2)
(2)
(2)
Nota:
(1)
Los cargos PTSGT se aplicarán debidamente actualizados, según lo establecido en el artículo 17 de la
presente resolución.
(2)
Estos cargos se aplicarán a partir de su puesta en operación comercial.
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 DIFERENTES A LAS SEÑALADAS EN EL NUMERAL 1.1.
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).
???????????????????????gg???
Se de?ne:
???????????????????????ggG???
Donde:
PEBP0
: Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, de?nido.
PEBF0
: Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, de?nido.
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
13
PEBP1
PEBF1
FPMdE
PSSCT
: Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, por determinar.
: Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, por determinar.
: Factor de Pérdidas Medias de Energía.
: 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).
????
???????????gggG???
Se de?ne:
Donde:
PPB0
: Precio en Barra de la Potencia de Punta, de?nido.
: Precio en Barra de la Potencia de Punta, por determinar.
: Factor de Pérdidas Medias de Potencia
PPB1
FPMdP
En todos  los casos  las empresas deberán  veri?car 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  de?nidos  en  la  Resolución   Nº  …-2021-OS/CD,  sus
modi?catorias 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 re?ere
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 de?nidos en el artículo 1º de la presente Resolución, serán actualizadas utilizando las siguientes
Fórmulas de Actualización.
????
???????????gggg???
1.1
ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE POTENCIA DE PUNTA A NIVEL GENERACIÓN (PPM)
????? ????????????gg???
??
??
??? ?
gggggggggggGG???
?
???
????
ggggggggggg???
???
?
Donde:
PPM0
PPM1
FAPPM
FTC
: Precio de la Potencia de Punta, publicada en la presente Resolución, en S//kW-mes.
: Precio de la Potencia de Punta, actualizado, en S//kW-mes.
: Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta.
: Factor por variación del Tipo de Cambio.
TC
: Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos deAmérica, 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
O?cial El Peruano.
14
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
TC0
: Tipo de Cambio inicial igual a S/ 3,376 por US Dólar.
FPM
IPM
: Factor por variación de los Precios al Por Mayor.
: 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 O?cial El Peruano.
IPM0
: Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 229,133317.
La actualización de los precios del SEIN, los valores de las constantes a y b corresponden a los establecidos
en el Cuadro Nº 5.
Cuadro Nº 5
Sistema
a
b
SEIN
0,7840
0,2160
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
????
?????  ?????????????????????gg???
[5].
??
??
Donde:
PPM0
: Precio de la Potencia de Punta, publicada en la presente Resolución, en S//kW-mes.
PPM0ef
: Precio de la Potencia de Punta, publicado en la tercera columna del Cuadro Nº 13 de la presente
Resolución, en S//kW-mes.
PPM1ef
FAPEM
k
: Precio de la Potencia de Punta señalado en PPM0ef,  actualizado, en S//kW-mes.
: Es el factor de actualización de?nido en el numeral 1.2 de la presente resolución.
: Factor  de ajuste para Sistemas Aislados a ser aplicado trimestralmente, en forma acumulada, a
partir de agosto de 2021. Este factor  podrá ser modi?cado mediante comunicado emitido por la
Gerencia de Regulación de Tarifas.
1.2
ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE ENERGÍAANIVEL 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
?????????????????ggg   ?
la presente resolución se hará uso de las fórmulas [6] y [7].
?????????????????ggg???
La actualización de  los precios de la  energía PEMP y PEMF  de Sistemas Aislados que  se presentan en el
?????
??????  ??????????????????????gg???
Cuadro Nº 13 de la presente resolución se hará uso de las fórmulas [8] y [9].
??
??
?????
??????  ??????????????????????gg???
??
??
Donde:
k
: Factor  de ajuste para Sistemas Aislados a ser aplicado trimestralmente, en forma acumulada, a
partir de agosto de 2021. Este factor  podrá ser modi?cado mediante comunicado emitido por la
Gerencia de Regulación de Tarifas.
Se aplicará para cada sistema eléctrico, de acuerdo al Cuadro Nº 5, las fórmulas de actualización [5], [8] y [9],
de manera independiente.
Cuadro Nº 6
Empresa Distribuidora
k
Adinelsa
3,02
3,11
8,04
Chavimochic
Eilhicha
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
15
Empresa Distribuidora
Electro Oriente
k
0,00
0,00
1,15
0,00
3,11
3,11
0,00
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
Hidrandina
Seal
PMRsein
: Precio Medio de Referencia del SEIN, de?nido según lo siguiente:
Cuadro Nº 7
Precios de Referencia del SEIN
Empresa Distribuidora
PPB
PME
PMRsein
S//kW-mes
ctm. S//kWh
ctm. S//kWh
Adinelsa
56,70
56,70
56,70
56,97
56,90
57,00
56,55
56,70
56,70
56,95
20,67
20,66
20,66
20,32
21,16
19,90
19,90
20,66
20,66
20,38
29,86
29,85
29,85
29,56
30,38
29,46
29,06
29,85
29,85
29,61
Chavimochic
Eilhicha
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
Hidrandina
Seal
???????????????????????????????????????g????
Para la aplicación de estas fórmulas se tomará en consideración lo siguiente:
???????
????
????
ggggg????
gggggG????
??
??? ????
?
??
?
???
????
??
???
????
?
??
?
???
?????
?????
ggggggggg????
?????gggggGG????
???
?
???
???
?
Cuadro Nº 8
Sistema Eléctrico
SEIN
d
e
f
g
s
cb
0,1133
0,0000
0,000
0,8846
---
0,0021
SISTEMAS AISLADOS
1
Adinelsa
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0134
0,0000
0,0000
0,0939
0,0000
0,0000
0,5028
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,5775
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,9866
1,0000
1,0000
0,3286
1,0000
1,0000
0,4972
1,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
Chavimochic
Eilhicha
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
1
En el caso de los Sistemas Aislados estos factores son aplicables a los Precios en Barra de los Sistemas Aislados de?nidos en los Cuadros Nº 1 y Nº 13.
16
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
Sistema Eléctrico
d
e
f
g
s
cb
Hidrandina
0,0000
0,0000
0,0000
0,8235
0,0000
0,0000
0,0000
0,0000
1,0000
0,1765
0,0000
0,0000
Seal
Donde:
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
PEMP1
PEMF1
FAPEM
PPM0ef
PPM1ef
: 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.
: Precio de la Energía en Horas de Punta para las Barras de Referencia de Generación, actualizado,
en céntimos de S//kWh.
: Precio  de la Energía  en Horas Fuera  de Punta para  las Barras de Referencia  de Generación,
actualizado, en céntimos de S//kWh.
: Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel Generación en las Barras de Referencia
de Generación.
: Precio de la Potencia de Punta, publicado en la tercera columna del Cuadro Nº 13 de la presente
Resolución, en S//kW-mes.
: Precio de la Potencia de Punta señalado en PPM0ef, actualizado, en S//kW-mes.
PEMP0ef    : 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.
PEMF0ef    :  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.
PEMP1ef    : Precio de la  Energía en Horas de Punta señalado en PEMP0ef, actualizado, en céntimos de S//
kWh.
PEMF1ef    :  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 de?nido por:
????? ??????
?
??????  ??????????    ?????g????
???
???
??
??
??
fc
: Factor de carga de los Sistemas Aislados determinado según el Cuadro Nº 9.
Cuadro Nº 9
Empresa Distribuidora
fc
Adinelsa
0,4477
0,4500
0,4500
0,6190
0,4500
0,2890
0,5487
0,4500
0,4500
0,4500
Chavimochic
Eilhicha
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
Hidrandina
Seal
Donde:
FD2
: Factor por variación del precio del petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50.
: Factor por variación del precio del petróleo Residual Nº 6.
: Factor por variación del precio del Gas Natural.
FR6
FPGN
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 ?jado 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.
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
17
Sistemas Aislados: El precio ?jado 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.
PD20
PR6
: Precio inicial del petróleo Biodiesel B5 o Biodiesel B5-S50, en S//Gln, según el Cuadro Nº 10.
: SEIN: El menor valor de comparar el precio de referencia ponderado que publique Osinergmin y
el precio ?jado 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 ?jado 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.
PR60
PCB
: Precio inicial del Petróleo Residual Nº 6, en S//Gln, según el Cuadro Nº 10.
: Precio  de referencia de  importación del  Carbón Bituminoso, al  último día del  mes anterior, en
USD/Ton.
PCB0
: 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.
ISC_R60    :  Impuesto Selectivo al Consumo al petróleo Residual Nº 6 inicial.
Plantas Callao: igual a 0,92 S//Gln.
Planta Iquitos: igual a 0,00 S//Gln
ISC_D20    :  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
PPM0ef
PPM1ef
: Precio de la Potencia de Punta, publicado en la tercera columna del Cuadro Nº 13 de la presente
Resolución, en S//kW-mes.
: Precio de la Potencia de Punta señalado en PPM0ef, actualizado, en S//kW-mes.
PEMP0ef    : 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.
PEMF0ef    :  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.
PEMP1ef    : Precio de la  Energía en Horas de Punta señalado en PEMP0ef, actualizado, en céntimos de S//
kWh.
PEMF1ef    :  Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta señalado en PEMF0ef, actualizado, en céntimos
de S//kWh.
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 el “Reglamento del Mecanismo  de
Compensación para Sistemas Aislados”, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.
Cuadro Nº 10
Precio Inicial
(1)
Punto de Venta
de Referencia
Biodiesel B5
PD20
(S//Gln.)
Residual Nº 6
PR60
(S//Gln.)
Carbón
Bituminoso PCB0
(USD/Ton)
Sistema Eléctrico
SEIN
SISTEMAS AISLADOS
Electro Oriente
Electro Ucayali
Seal
Callao
6,38
4,55
89,92
Iquitos
Callao
Callao
6,70
6,38
6,38
5,64
---
---
---
---
---
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 Soles/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”.
PGN0
: Precio inicial del Gas Natural igual a 10,4766 S//MMBtu, que se obtiene utilizando el TC0.
Los factores FTC y FPM son los de?nidos en el numerales 1.1
18
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
1.3
ACTUALIZACIÓN  DEL PEAJE  POR  CONEXIÓN Y  PEAJE  DE TRANSMISIÓN  UNITARIOS  (PCSPT Y
PTSGT)
?????????????????????ggg????
Los Cargos de Peaje por Conexión Unitario (PCSPT) serán actualizados utilizando la fórmula [16].
????????????????????????????????
?
??gg????
???
???
?????
gggggg????
?
??
?
???
?
?
gggggg????
??
?
?
Cuadro Nº 11
l
m
---
n
---
o
---
p
---
SPT de REP
1,0000
0,5743
0,5482
0,4085
0,4341
1,0000
1,0000
1,0000
---
SPT de Egemsa
SPT de Eteselva
SPT de Antamina
SPT de San Gabán
SPT de Redesur
SPT de Transmantaro
SPT de ISA
0,4195
0,3657
0,5766
0,5647
---
0,0000
0,0768
0,0000
0,0000
---
0,0062
0,0093
0,0149
0,0012
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
CUCSS
---
---
---
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
Cargo por Prima
Cargo por FISE
CUCCSE
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
---
CUCGE
---
---
---
---
Donde:
PCSPT0
PCSPT1
: Cargo de Peaje por Conexión Unitario, publicado en la presente Resolución, en S//kW-mes.
=Cargo de Peaje por Conexión Unitario, actualizado, en S//kW-mes.
FAPCSPT =Factor  de Actualización del Cargo de Peaje por Conexión Unitario.
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
Pal
=Índice inicial del Precio del Cobre igual a 225,333.
=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
p
=Índice inicial del precio del Aluminio igual a 1 627,707.
=Factor determinado conforme a lo dispuesto por la norma o procedimiento del cargo respectivo.
Para el caso del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro – Reserva Fría;
Cargo por Prima, Cargo Unitario por FISE, Cargo por Con?abilidad y Cargo Unitario por CCUGE
se determinará  trimestralmente de acuerdo  con los  procedimientos de Osinergmin  aprobados
por las  Resoluciones Nº651-2008-OS/CD, 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
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
19
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  se   aplicarán  las  actualizaciones  establecidas  en  sus
respectivos contratos.
??????
???????????ggg????
Los Cargos de Peaje de Transmisión Unitario (PTSGT) serán actualizados utilizando la fórmula [20].
Los factores FTC y FPM en las fórmulas [17] y [20] son los de?nidos en el numeral 1.1.
2
APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN
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 de?nida  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 modi?cado mediante  comunicado
emitido por la Gerencia de Regulación de Tarifas.
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 FOBCB 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.
Cuadro Nº 12
Compensación Anual
(Soles)
Participación
(%)
Empresa Distribuidora
Adinelsa
931 873
0,8871%
Chavimochic
Eilhicha
103 542
566 596
0,0986%
0,5394%
82,6226%
10,7042%
0,0000%
0,0318%
2,2586%
0,8657%
0,4216%
1,5704%
100,0000%
ELOR-Iquitos
ELOR-Otros
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
Hidrandina
Seal
86 792 456
11 244 384
0
33 430
2 372 598
909 444
442 855
1 649 647
105 046 825
TOTAL
20
PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
El Monto Especi?co Residual cuyo monto asciende a 78 896 462 Soles   , será utilizado para compensar a los Sistemas
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Aislados cuando  se presenten variaciones  signi?cativas 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
3
proyecto “Suministro de Energía para Iquitos”, ?rmado por el Estado con Genrent del Perú S.A.C., según sea el caso.
Artículo 4º.- Fijar los siguientes Precios en Barra Efectivos que aplicará cada distribuidor 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 13.
Cuadro Nº 13
Tensión
kV
PPM
PEMP
PEMF
Empresa Distribuidora
S//kW-mes
ctm. S//kWh
ctm. S//kWh
Adinelsa
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
28,86
28,86
28,86
28,86
28,86
28,86
28,86
28,86
28,86
28,86
19,25
19,24
17,07
26,09
0,00
19,25
19,24
17,07
26,09
0,00
Chavimochic
Eilhicha
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Puno
Electro Ucayali
Enel Distribución
Hidrandina
14,94
24,58
19,24
19,24
22,65
14,94
24,58
19,24
19,24
22,65
Seal
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:
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 167-2007-OS/CD y sus modi?catorias.
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 estén 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 2º de la presente resolución
es aplicable a partir del 01 de mayo 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.
Cuadro Nº 14
Bloque
Primero
Segundo
Tercero
ctm. S//kVARh
1,460
2,773
4,089
2
3
El Monto Especí?co Residual se obtiene de la diferencia del Monto Especí?co 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 Especí?co  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.
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
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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  de?nido 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, de?nidos 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 fórmulaggg[1].???
??????
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 re?ere 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 271,693 ctm. S//kWh para todos los sistemas eléctricos.
Artículo 12º.- Fijar en USD 82 462 619 el monto de la Remuneración Anual Garantizada y en USD 77 384 677 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 entre el 01 de mayo de 2021 y el 30 de abril de 2022.
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.
Cuadro Nº 15
Ingreso Tarifario
Esperado (S/)
Sistema de Transmisión
Peaje por Conexión (S/)
SPT de REP
206 453 154
267 216
889 338
SPT de Egemsa
SPT de San Gabán
SPT de Antamina
SPT de Eteselva
SPT de Redesur
0
0
309 746
477 185
0
10 324 914
59 703 341
693 164
55 010
SPT de Transmantaro (Contrato BOOT , Addendum Nº 5 y Addendum Nº
10)
160
490 549
0
SPT de Transmantaro (Addendum Nº 8)
52 213 031
3 672 364
44 438 033
0
0
SPT de Transmantaro (Ampliación Adicional 1)
SPT de ISA (contrato BOOT, ampliación 1 y 2)
1 050 031
Cuadro Nº 16
Ingreso Tarifario
Esperado (S/)
Instalación de Transmisión de SGT
Peaje de Transmisión (S/)
LT Chilca – Zapallal (Tramo 1 y 2)
LT Talara – Piura (2do Circuito)
LT Zapallal - Trujillo 500 kV
43 615 049
9 629 272
408 980
4 091
107 663 244
2 357 121
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PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
Ingreso Tarifario
Esperado (S/)
Instalación de Transmisión de SGT
LT Machupicchu - Abancay - Cotaruse
Peaje de Transmisión (S/)
47 559 457
63 835 910
9 846 245
169 584 389
26 306 692
334 647
522 436
1 460 298
480 674
5 800 979
17 489
0
LT Trujillo - Chiclayo 500 kV
LT Pomacocha – Carhuamayo
LT Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo 500kV
SE Carapongo (1º Etapa)
SE Carapongo (Monto Complementario)
Refuerzo 1 LT Trujillo – Chiclayo (Banco de Reactores)
LT Carhuamayo - Paragsha 220 kV
LT Paragsha - Conococha 220 kV
LT Conococha - Huallanca 220 kV
LT Huallanca - Cajamarca 220 kV
SE Cajamarca – SVC
3 586 332
6 843 206
9 564 366
17 721 226
33 069 008
7 744 362
26 761 697
199 827 189
68 750 834
23 279 463
0
0
24 786
0
0
0
LT Socabaya – Tintaya
1 007 561
1 246 939
94 921
9 732
LT Chilca - Marcona - Montalvo 500 kV
LT Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyobamba
LT Azángaro – Juliaca – Puno 220 kV
13.1
Los montos ?jados corresponden a la remuneración anual. Los valores que el concesionario deberá recuperar por
el primer periodo de ?jación 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 2022; (ii) este número  de
días se dividirá entre 365; (iii) la fracción resultante se multiplicará por los montos anuales correspondientes.
13.2
A ?n 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 ?jación 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 2022;  (ii) este número de  días se dividirá  entre 365; (iii)  la
fracción resultante se multiplicará por los montos anuales correspondientes.
13.3
13.4
Los montos  dejados de percibir  por las  empresas concesionarias de  Transmisión a los  que se  tuviera derecho,
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  de liquidación  aprobadas  con
Resolución Nº 055-2020-OS/CD y Nº 056-2020-OS/CD.
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 16,242 USD/MWh.
Artículo 15º.  - Disponer la  devolución sobre la  recaudación del Cargo  por Prima RER  de la C.H.  Zaña 1 ?jado en  la
Resolución Nº 154-2020-OS/CD  a cargo de  la empresa Electro Zaña  S.A.C. durante el mes  de enero de 2021,  por el
monto de S/ 5 631  170 (sin IGV) en favor de las empresas previstas  de acuerdo al Cuadro Nº 17, hasta el  10 de mayo
de 2021.
Cuadro Nº 17
Transferencia de Electro Zaña S.A.C. a:
Monto (S/)
Empresa de Generación Eléctrica San
5
606,33
Gabán S.A.
Kallpa Generación S.A.
Empresa de Generación Huallaga S.A.
Atria Energía S.A.C.
Engie Energía Perú S.A.
Samay I S.A.
(1)
(1)
3 984,99
131 402,39
34 870,00
(1)
(2)
(3)
2 727 653,14
2 727 653,15
(3)
Notas:
(1)
(2)
(3)
Pago generado  por la  revisión  de la  Liquidación de  las transferencias  de potencia  de los  meses de  octubre y
noviembre de 2017
Pago de la  Liquidación del Saldo  pendiente de la C.H.  Purmacana, correspondiente al  periodo regulatorio mayo
2017
– abril 2018
Pago a cuenta del Cargo por capacidad de Generación Eléctrica de los contratos de Nodo Energético en el Sur del
Perú
Artículo 16º.- Disponer que  las Condiciones de Aplicación de los Precios  en Barra son las ?jadas en  el Procedimiento
“Condiciones de aplicación de las tarifas de generación y transmisión eléctrica”, aprobado con Resolución Nº 002-2020-
El Peruano / Viernes 5 de marzo de 2021
PROYECTO
23
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 17º.- Disponer  que cuando se  incorporen en servicio las  instalaciones señaladas en los  cuadros Nº 3 y  Nº 4
del artículo 1º  y las ampliaciones  indicadas en el  artículo 12º 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 18º.-  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 ….-2021-OS/CD y en sus modi?catorias
y complementarias.
Artículo 19º.- Disponer que la presente resolución entre en vigencia a partir del 01 de mayo de 2021 hasta el 30 de abril
de 2022.
Artículo 20º.- Incorporar los Informes  Nº …-2021-GRT, Nº …-2021-GRT y Nº …-2021-GRT; como  parte de la presente
resolución.
Artículo 21º.- Disponer la publicación de la presente resolución y su exposición de motivos, en el diario o?cial El Peruano,
y consignarla junto con los informes indicados en el artículo 20 precedente, en la página Web de Osinergmin:
http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones-GRT-2021.aspx.
EXPOSICIÓN DE MOTIVOS
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 ?jar 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 Simpli?cación  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 ?jación de tarifas reguladas, estableciéndose, especí?camente, un procedimiento
de determinación de tarifas.
En cumplimiento de la obligación descrita, Osinergmin desarrolló las etapas para el procedimiento de ?jación 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 E?ciente de  la Generación  Eléctrica, se  han establecido
diversos criterios para la regulación que han sido tomados en cuenta en la presente ?jación tarifaria, como es el caso de
la comparación de precios veri?cando que los Precios en Barra no di?eran 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 Mayo  2021 – Abril  2022, 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 ?ja  los Precios  en Barra  y análisis  de las  opiniones  y sugerencias  presentadas  por los
interesados sobre  tal proyecto.
En el presente proceso regulatorio, es menester resaltar lo siguiente:
Conforme está establecido en la Norma “CompensaciónAdicional 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 ?jación 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 modi?cada 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,  modi?cado  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.
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PROYECTO
El Peruano
Viernes 5 de marzo de 2021 /
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 Con?abilidad 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 mayo  2021 – abril  2022. Con esta  resolución se cumple  con ?jar los
distintos valores y precios que establece las normativas vigentes, siendo los principales los siguientes:
a)
b)
Los Precios en Barra y sus fórmulas de actualización tarifaria.
El Precio Promedio de Energía a nivel Generación (PPEG) a que se re?ere el Artículo 107 de la Ley de Concesiones
Eléctricas.
c)
d)
El valor del Costo de Racionamiento según lo dispone el artículo 52, literal t), del Reglamento General de Osinergmin.
El monto de la Remuneración Anual Garantizada que le corresponde percibir a la Empresa Red de Energía del Perú
S.A.
e)
f)
g)
h)
i)
El Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario Esperado.
El Peaje de Transmisión e Ingreso Tarifario Esperado.
El Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS).
El Cargo Unitario por Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables.
El Cargo Unitario por Compensación FISE.
j)
k)
El Cargo Unitario por Compensación CCSE.
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.
ANEXO 2
RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE SUSTENTA LA RESOLUCIÓN DE FIJACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA
1.
Informe Nº 144-2021-GRT  “Informe para la Publicación del  Proyecto de Resolución que  ?ja los Precios en Barra
(Periodo Mayo 2021 - Abril 2022)”.
2.
Informe Nº 145-2021-GRT “Liquidación del Periodo Anterior y Cálculo de la Recaudación por Aplicación del FISE a
los Generadores Eléctricos Usuarios de Transporte de Gas Natural por Ductos (Periodo Mayo 2021 - Abril 2022)”.
3.
4.
5.
6.
Informe Nº 146-2021-GRT de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas.
Absolución de Observaciones al O?cio Nº 662-2020-GRT, presentado por el Subcomité de Generadores del COES.
Absolución de Observaciones al O?cio Nº 666-2020-GRT, presentado por el Subcomité de Transmisores del COES.
“Propuesta tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES – Fijación de Tarifas en Barra periodo Mayo  2021 –
Abril 2022”, preparado por el Subcomité de Transmisores del COES.
7.
8.
“Estudio Técnico - Económico de la determinación de Precios en Barras Mayo de 2020 – Abril 2022”, preparado por
el Subcomité de Generadores del COES.
Contratos de Concesión, con sus respectivas adendas, suscritos por el Estado Peruano:
Contrato suscrito con la empresa TRANSMANTARO
Contrato suscrito con la empresa REDESUR
Contrato suscrito con la empresa ISA PERU
Contrato suscrito con la empresa REP
Contrato suscrito con la empresa TESUR
Contrato suscrito con la empresa ATN
Contrato suscrito con la empresa ABY
Contrato suscrito con la empresa ATN 3
Contrato suscrito con la empresa CONCESIONARIA LT CCNCM
9.
Modelos
“Modelo PERSEO  2.0”: Modelo para  el Cálculo  de los Costos  Marginales de  Energía, incluye manuales  y
simulaciones con casos típicos.
“Modelo Demanda por Barras”: Cálculo de la demanda global y por barras para el periodo 2020-2023.
10.
Hojas de cálculo en medio digital, que junto con la demás información del proceso se ubica en el siguiente enlace:
https://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/regulacion-tarifaria/procesos-regulatorios/electricidad/tarifas-
en-barra/procedimiento-?jacion-mayo-2021-abril-2022
1932242-1