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Pág. 211316 NORMAS LEGALES Lima, martes 16 de octubre de 2001 3.6.3 Sector Típico 3 Período VADMT VADBT Cargos Fijos Noviembre 2001 - Octubre 2002 1.0000 1.0000 1.0000 Noviembre 2002 - Octubre 2003 0.9901 0.9905 0.9988 Noviembre 2003 - Octubre 2004 0.9803 0.9811 0.9975 Noviembre 2004 - Octubre 2005 0.9706 0.9719 0.9963 3.6.4 Sector Típico 4 Período VADMT VADBT Cargos Fijos Noviembre 2001 - Octubre 2002 1.0000 1.0000 1.0000 Noviembre 2002 - Octubre 2003 0.9855 0.9851 0.9952 Noviembre 2003 - Octubre 2004 0.9713 0.9705 0.9905 Noviembre 2004 - Octubre 2005 0.9573 0.9561 0.9858 3.7 Cargo por Energía Reactiva (CER) CER = 0.0428 S/./kVAR.h 3.8 Factor de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) El valor Ep se calculará anualmente a nivel de empresa distribuidora, para los sistemas interconec- tados y sistemas aislados de distribución eléctrica con demanda máxima superior a 12 MW, y será igual al promedio de los valores de los últimos dos años calen- dario. Dicho cálculo tendrá vigencia a partir del 1 de mayo de cada año. )fdb()eca()eca(Ep−−+−−−−= Donde: La energía anual entregada a los sistemas de distri- bución eléctrica en barras de media tensión: - En horas de punta = a - En horas fuera de punta = b La energía anual vendida en media tensión (opcio- nes tarifarias MT2, MT3 y clientes libres en media tensión) multiplicada por el factor de expansión de pérdidas PEMT: - En horas de punta = c - En horas fuera de punta = d La energía anual vendida en baja tensión (opciones tarifarias BT2, BT3, BT5A y clientes libres en baja tensión) multiplicada por los factores de expansión de pérdidas PEMT y PEBT: - En horas de punta = e - En horas fuera de punta = f Las energías vendidas en cada una de las opciones tarifarias deberán considerar el mismo período de facturación con los ajustes que fueran necesarios. El valor Ep se aplicará para calcular el precio ponderado de la energía en barra equivalente de media tensión (PE) de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B y BT6. PE = Ep x PEPP + ( 1 - Ep ) x PEFP Las empresas deberán comunicar a OSINERG los resultados y el sustento respectivo con un mínimo de quince días previos a su aplicación en los formatos que se establezcan para tal fin. OSINERG podrá disponer su corrección fundadamente. Para los sistemas aislados de distribución eléctrica con demanda máxima menor a 12 MW, y mientras no se efectúen los cálculos, el valor del Ep será de 0.35, pudiendo la empresa de distribución eléctrica demos- trar otros factores ante OSINERG de acuerdo con lasfórmulas antes referidas para los sistemas interconec- tados. Para el período noviembre 2001 - abril 2002, las empresas de distribución eléctrica aplicarán el valor Ep fijado mediante la Resolución Nº 008-2001 P/CTE. 3.9 Factor de Balance de Potencia Coinciden- te en Horas Punta (FBP) Las ventas de energía y potencia de los sistemas eléctricos mayores a 12 MW de demanda máxima, deberán ajustarse anualmente de conformidad al ba- lance de potencia coincidente en horas punta con el objetivo de evitar la sobreventa o subventa de potencia de punta de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. Por cada sistema de distribución eléctrica se deter- minará anualmente el factor de balance de potencia en horas punta (FBP) que afectará los correspondientes valores agregados de distribución. Las empresas de distribución eléctrica presentarán a OSINERG para la aprobación del respectivo FBP, la información susten- tatoria de acuerdo a los procedimientos, formatos y medios establecidos en la Resolución Nº 012-98 P/CTE o aquella que la sustituya. La potencia teórica coincidente (PTC) será la suma de los siguientes componentes: - PTCB: La PTC de las tarifas MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4, clientes libres en MT y BT se calcula- rán a partir de la facturación de potencia y se afectarán los correspondientes factores de coincidencia y facto- res de contribución a la punta según corresponda. - PTCM: La PTC de las tarifas BT5A, BT5B y BT6 se obtendrá a partir de la facturación de energía y del número de horas de uso correspondiente. - PPR: Las pérdidas de potencia reconocidas serán calculadas según los factores de expansión de pérdi- das. El valor de PTC no podrá ser mayor que la máxima demanda del sistema de distribución eléctrica, ajus- tándose a esta mediante el factor FBP. El valor FBP será calculado anualmente con la información correspondiente al período anual anterior y tendrá vigencia a partir del 01 de mayo de cada año. Las empresas de distribución eléctrica deberán solicitar anualmente a OSINERG la aprobación de los resultados presentando el sustento respectivo a más tardar el 28 de febrero de cada año en los formatos que establezca OSINERG. Para los sistemas con demanda máxima menor a 12 MW el valor de FBP será de 1.0, pudiendo la empresa de distribución eléctrica demostrar otros factores ante OSINERG de acuerdo a lo establecido en la Resolución Nº 012-98 P/CTE o aquella que la sustituya. Para el período noviembre 2001 - abril 2002, las empresas de distribución eléctrica continuarán apli- cando el valor del FBP fijado mediante la Resolución Nº 007-2001 P/CTE. 3.10 Precios en Barra Equivalente de Media Tensión (PEPP, PEFP, PE y PP) Los precios en la barra equivalente de media ten- sión, se obtendrán a partir de los precios en barra en las subestaciones de referencia, adicionándoles los cargos por transmisión y transformación hasta las barras de media tensión del sistema de distribución eléctrica, según la metodología regulada por OSINERG para los Precios en Barra. En tanto la Resolución Precios en Barra, u otra específica, no regule de manera diferente, se obten- drá para cada sistema eléctrico una distancia equi- valente de transmisión en función de los kW-km, multiplicando las respectivas demandas ó potencias instaladas por las distancias acumuladas a la barra de referencia y dividiendo la sumatoria por la de-