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El Peruano Lunes 22 de julio de 2013 499835 eléctrica interconectados y, ii) los sistemas de distribución 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 vigencia a partir del 01 de mayo de cada año. ) f d b ( )e c a ( )e c a ( Ep Donde: La energía anual entregada a los sistemas de distribución 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 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 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, BT5D, BT6 y BT7. PE = Ep x PEPP + ( 1 – Ep ) x PEFP Las empresas deberán comunicar al OSINERGMIN los resultados y el sustento respectivo del Ep, a más tardar el 15 de marzo de cada año en los formatos que se establezcan para tal fi n. El OSINERGMIN 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 distribuidora demostrar otros factores ante el OSINERGMIN de acuerdo con las fórmulas antes referidas. 3.5 Factor de Balance de Potencia Coincidente 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 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 pérdidas efi cientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. Por cada sistema de distribución eléctrica se determinará 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 al OSINERGMIN para la aprobación 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 factores de contribución a la punta según corresponda. − PTCM: La PTC de las tarifas BT5A, BT5B, BT5C, BT5D, 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 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, ajustándose a esta mediante el factor FBP. El valor FBP será calculado anualmente con la información correspondiente al periodo anual anterior y tendrá vigencia a partir del 01 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 distribuidora demostrar otros factores ante el OSINERGMIN 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 OSINERGMIN 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 periodo noviembre 2013 - abril 2014 se aplicará los valores siguientes: Empresa Sistema FBP Edecañete Cañete 0,8790 Edelnor Lima Norte MT 0,9109 Lima Norte BT 0,9430 Huaral-Chancay 1,0197 Huacho Supe-Barranca Electro Dunas Chincha 0,9110 Ica Pisco Ica Baja Densidad Electro Oriente Iquitos 0,8588 Tarapoto Electro Puno Juliaca 1,0060 Electro Sur Este Cusco 0,8713 Electro Ucayali Pucallpa 0,8965 Electrocentro Huancayo 0,9273 Huánuco Electronoroeste Piura 0,9562 Tumbes Sullana Paita Electronorte Chiclayo 0,8694 Chiclayo Baja Densidad Electrosur Ilo 0,8333 Tacna Hidrandina Cajamarca 0,9026 Chimbote Trujillo Caraz-Carhuaz-Huaraz Luz del Sur Lima Sur 0,9199 Seal Arequipa 0,8451 3.6 Precios en Barra Equivalente de Media Tensión (PEPP, PEFP, PE y PP) Los precios en la barra equivalente de media tensión se obtendrán a partir de los precios correspondientes de generación en las subestaciones de referencia, adicionándoles los cargos por peajes de transmisión respectivos hasta las barras de media tensión del sistema de distribución eléctrica, según la metodología regulada por el OSINERGMIN para los precios de generación y transmisión. PROYECTO