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PÆg. 297910 NORMAS LEGALES Lima, lunes 1 de agosto de 2005 Empresa PTPMT PTPBT Coelvisac 0.9235 0.4736 Edecañete 0.5886 0.9784 Edelnor 0.8218 0.9212 Electro Oriente 0.7376 0.9878 Electro Pangoa 1.0000 1.0000 Electro Puno 0.7319 0.9693 Electro Sur Este 0.9215 0.9754 Electro Sur Medio 0.4138 0.9723 Electro Tocache 0.9058 0.9763 Electro Ucayali 0.6126 0.9837 Electrocentro 0.9073 0.9840 Electronoroeste 0.5230 0.9826 Electronorte 0.7651 0.9744 Electrosur 0.6901 0.9831 Emsemsa 0.9965 0.9757 Emseusa 0.8048 0.9920 Hidrandina 0.6626 0.9789 Luz del Sur 0.8697 0.8837 Seal 0.8294 0.9532 Sersa 0.9714 1.0000 Para los sistemas de distribución eléctrica administrados por empresas municipales y otros, se tomará los valores 0.9900 y 0.9900 para el PTPMT y PTPBT respectivamente. 3.6 Factor de Ponderación del Precio de la Ener- gía (Ep) El Ep se calculará anualmente a nivel de empresa de distribución eléctrica para: i) los sistemas de distribución eléctrica interconectados y, ii) los sistemas de distribu- ción eléctrica aislados con demanda máxima superior a 12 MW. El Ep a aplicarse será igual al promedio de los valores de los últimos dos años calendario y tendrá vi- gencia 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 (opciones 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 ten- sión) multiplicada por los factores de expansión de pér- didas 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 factu- ración con los ajustes que fueran necesarios. El 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, BT5C, BT6 y BT7. PE = Ep x PEPP + ( 1 – Ep ) x PEFP Las empresas deberán comunicar al OSINERG los re- sultados y el sustento respectivo del Ep, a más tardar el 15 de marzo de cada año en los formatos que se establezcan para tal fin. El OSINERG realizará la revisión y análisis de los resultados y el sustento, pudiendo formular fundadamente las observaciones que sean pertinentes. Para los sistemas aislados de distribución eléctrica con demanda máxima menor a 12 MW, el Ep a aplicar será de 0.35, pudiendo la empresa de distribución eléc- trica demostrar otros factores ante el OSINERG de acuerdo con las fórmulas antes referidas.3.7 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas Punta (FBP) Las ventas de energía y potencia de los sistemas eléctri- cos mayores a 12 MW de demanda máxima, deberán ajustar- se anualmente de conformidad al balance de potencia coinci- dente en horas punta con el objetivo de evitar la sobre-venta o sub-venta de potencia de punta, de forma tal que exista igual- dad 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 dis- tribución eléctrica presentarán al OSINERG para la apro- bación del respectivo FBP, la información sustentatoria de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG Nº 0555-2002-OS/CD o en 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 calcularán 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, BT5C, BT6 y BT7 se obtendrá a partir de la facturación de energía y del número de horas de uso correspondiente. - PPR: Las pérdidas de potencia reconocidas serán cal- culadas según los factores de expansión de pérdidas. El valor de PTC no podrá ser mayor que la máxima demanda del sistema de distribución eléctrica, ajustán- dose a esta mediante el factor FBP. El valor FBP será calculado anualmente con la infor- mación correspondiente al período anual anterior y ten- drá vigencia a partir del 1 de mayo de cada año. 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 el OSINERG de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG Nº 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. Las empresas de distribución eléctrica deberán solicitar anualmente al OSINERG la aprobación de los resultados del FBP de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG Nº 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. Para el período noviembre 2005 - abril 2006 se apli- cará los valores siguientes: Empresa S istema FBPMTFBPBT Edelnor Lima Norte 0.9761 0.9825 Empresa S istema FBP Edelnor Huacho-Supe-Barranca1.0226 Huaral-Chancay Electrocentro Huancayo 0.9492 ElectronoroestePiura1.1310 Sullana-El Arenal-Paita ElectronorteChiclayo0.9037 Chiclayo Baja Densidad Caraz-Carhuaz-Huaraz Hidrandina Chimbote 1.0137 Trujillo Iquitos 0.9113 Iquitos Rural Electro Oriente Tar apoto-Moyobamba Bellavista-Gera-Tarapoto Rural Rioja Oriente Electrosur Tacna 0.9335 Electro Sur Este Cusco 0.9031 Puno 1.0297 Electro Puno Puno Baja Densidad Juliaca Juliaca Rural Chincha Electro Sur Medio Ica 1.0755 Pisco Electro Ucayali Pucallpa 0.9989 Luz del Sur Lima Sur 0.9314 Seal Arequipa 0.9356PREPUBLICACIÓN