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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G33/G30/G32/G34/G30/G38 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, domingo 16 de octubre de 2005 Empresa PTPMT PTPBT 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 adminis- trados por empresas municipales y otros, se tomará losvalores 0.9900 y 0.9900 para el PTPMT y PTPBT res- pectivamente. 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 a12 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. Ep =(a – c – e) (a – c – e) + (b – d – f) 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 pérdi- das 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 establez-can para tal fin. El OSINERG realizará la revisión y análi- sis de los resultados y el sustento, pudiendo formular fun- dadamente 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 acuer-do 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 eléc- tricos mayores a 12 MW de demanda máxima, deberánajustarse anualmente de conformidad al balance de po- tencia coincidente en horas punta con el objetivo de evi- tar la sobre-venta o sub-venta de potencia de punta, deforma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la potencia de punta efec- tiva supuestamente vendida. Por cada sistema de distribución eléctrica se determi- nará anualmente el factor de balance de potencia en ho- ras punta (FBP) que afectará los correspondientes valo-res agregados de distribución. Las empresas de distribu- ción eléctrica presentarán al OSINERG para la aproba- ción del respectivo FBP, la información sustentatoria deacuerdo 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 par- tir de la facturación de potencia y se afectarán los corres- pondientes factores de coincidencia y factores de contri-bución 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 ener-gía y del número de horas de uso correspondiente. - PPR: Las pérdidas de potencia reconocidas serán calculadas 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 informa- ción correspondiente al periodo anual anterior y tendrá vi-gencia a partir del 01 de mayo de cada año. Para los siste- mas con demanda máxima menor a 12 MW el valor de FBP será de 1.0, pudiendo la empresa de distribución eléctricademostrar 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 OSINERGNº 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. Para el período noviembre 2005 - abril 2006 se apli- cará los valores siguientes: Empresa Sistema FBPMTFBPBT Edelnor Lima Norte 0.9761 0.9825 Empresa Sistema FBP Edelnor Huacho-Supe-Barranca 1.0226 Huaral-Chancay Electrocentro Huancayo 0.9492 Electronoroeste Piura 1.1310 Sullana-El Arenal-Paita Electronorte Chicl ayo 0.9037 Chiclayo Baja Densidad Caraz-Carhuaz-Huaraz 1.0137 Chimbote Hidrandina Chi mbote Rural Trujillo Trujillo Baja Densidad Iquitos 0.9113Iquitos Rural Electro Oriente Tar apoto-Moyobamba Bellavista-Gera-Tarapoto RuralRioja Oriente Electrosur T acna 0.9335 Electro Sur Este Cusco 0.9031 Puno 1.0297 Electro Puno Puno Baja Densidad Juliaca Juliaca Rural