Norma Legal Oficial del día 01 de agosto del año 2005 (01/08/2005)
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TEXTO DE LA PÁGINA 34
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Empresa Coelvisac Edecanete Edelnor Electro Oriente Electro Pangoa Electro MORDAZA Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa PTPMT 0.9235 0.5886 0.8218 0.7376 1.0000 0.7319 0.9215 0.4138 0.9058 0.6126 0.9073 0.5230 0.7651 0.6901 0.9965 0.8048 0.6626 0.8697 0.8294 0.9714
PREPUBLICACION NORMAS LEGALES
PTPBT 0.4736 0.9784 0.9212 0.9878 1.0000 0.9693 0.9754 0.9723 0.9763 0.9837 0.9840 0.9826 0.9744 0.9831 0.9757 0.9920 0.9789 0.8837 0.9532 1.0000
MORDAZA, lunes 1 de agosto de 2005
3.7 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas Punta (FBP) Las ventas de energia y potencia de los sistemas electricos mayores a 12 MW de demanda MORDAZA, deberan ajustarse anualmente de conformidad al balance de potencia coincidente en horas punta con el objetivo de evitar la sobre-venta o sub-venta de potencia de punta, de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las perdidas eficientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. Por cada sistema de distribucion electrica se determinara anualmente el factor de balance de potencia en horas punta (FBP) que afectara los correspondientes valores agregados de distribucion. Las empresas de distribucion electrica presentaran al OSINERG para la aprobacion del respectivo FBP, la informacion sustentatoria de acuerdo a lo establecido en la Resolucion OSINERG Nº 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. La potencia teorica coincidente (PTC) sera 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 calcularan a partir de la facturacion de potencia y se afectaran los correspondientes factores de coincidencia y factores de contribucion a la punta segun corresponda. PTCM: La PTC de las tarifas BT5A, BT5B, BT5C, BT6 y BT7 se obtendra a partir de la facturacion de energia y del numero de horas de uso correspondiente. PPR: Las perdidas de potencia reconocidas seran calculadas segun los factores de expansion de perdidas.
-
Para los sistemas de distribucion electrica administrados por empresas municipales y otros, se tomara los valores 0.9900 y 0.9900 para el PTPMT y PTPBT respectivamente. 3.6 Factor de Ponderacion del Precio de la Energia (Ep) El Ep se calculara anualmente a nivel de empresa de distribucion electrica para: i) los sistemas de distribucion electrica interconectados y, ii) los sistemas de distribucion electrica aislados con demanda MORDAZA superior a 12 MW. El Ep a aplicarse sera igual al promedio de los valores de los ultimos dos anos calendario y tendra vigencia a partir del 1 de MORDAZA de cada ano.
Ep =
Donde:
( a - c - e) ( a - c - e) + ( b - d - f )
La energia anual entregada a los sistemas de distribucion electrica en barras de media tension: - En horas de punta = a - En horas fuera de punta = b La energia anual vendida en media tension (opciones tarifarias MT2, MT3 y clientes libres en media tension) multiplicada por el factor de expansion de perdidas PEMT: - En horas de punta = c - En horas fuera de punta = d La energia anual vendida en baja tension (opciones tarifarias BT2, BT3, BT5A y clientes libres en baja tension) multiplicada por los factores de expansion de perdidas PEMT y PEBT: - En horas de punta = e - En horas fuera de punta = f Las energias vendidas en cada una de las opciones tarifarias deberan considerar el mismo periodo de facturacion con los ajustes que fueran necesarios. El Ep se aplicara para calcular el precio ponderado de la energia en MORDAZA equivalente de media tension (PE) de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C, BT6 y BT7. PE = Ep x PEPP + ( 1 Ep ) x PEFP Las empresas deberan comunicar al OSINERG los resultados y el sustento respectivo del Ep, a mas tardar el 15 de marzo de cada ano en los formatos que se establezcan para tal fin. El OSINERG realizara la revision y analisis de los resultados y el sustento, pudiendo formular fundadamente las observaciones que MORDAZA pertinentes. Para los sistemas aislados de distribucion electrica con demanda MORDAZA menor a 12 MW, el Ep a aplicar sera de 0.35, pudiendo la empresa de distribucion electrica demostrar otros factores ante el OSINERG de acuerdo con las formulas MORDAZA referidas.
El valor de PTC no podra ser mayor que la MORDAZA demanda del sistema de distribucion electrica, ajustandose a esta mediante el factor FBP. El valor FBP sera calculado anualmente con la informacion correspondiente al periodo anual anterior y tendra vigencia a partir del 1 de MORDAZA de cada ano. Para los sistemas con demanda MORDAZA menor a 12 MW el valor de FBP sera de 1.0, pudiendo la empresa de distribucion electrica demostrar otros factores ante el OSINERG de acuerdo a lo establecido en la Resolucion OSINERG Nº 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. Las empresas de distribucion electrica deberan solicitar anualmente al OSINERG la aprobacion de los resultados del FBP de acuerdo a lo establecido en la Resolucion OSINERG Nº 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. Para el periodo noviembre 2005 - MORDAZA 2006 se aplicara los valores siguientes:
Empresa Edelnor Empresa Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Sistema MORDAZA Norte Sistema Huacho-Supe-Barranca Huaral-Chancay Huancayo MORDAZA Sullana-El Arenal-Paita Chiclayo Chiclayo Baja Densidad Caraz-Carhuaz-Huaraz Chimbote MORDAZA Iquitos Iquitos Rural Tarapoto-Moyobamba Bellavista-Gera-Tarapoto Rural MORDAZA Oriente Tacna MORDAZA MORDAZA MORDAZA Baja Densidad Juliaca Juliaca Rural Chincha Ica MORDAZA Pucallpa MORDAZA Sur MORDAZA FBPMT 0.9761 FBP 1.0226 0.9492 1.1310 0.9037 FBPBT 0.9825
Hidrandina
1.0137 0.9113
Electro Oriente
Electrosur Electro Sur Este Electro MORDAZA
0.9335 0.9031 1.0297
Electro Sur Medio Electro Ucayali Luz del Sur Seal
1.0755 0.9989 0.9314 0.9356