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73 Martes 9 de agosto de 2022 El Peruano / PROYECTOS Electro Electro Emsemsa Emseusa Sersa Esempat Eilhicha Pangoa Tocache Factores de FCPPMT 0,9330 0,9534 0,9230 0,9230 0,9230 0,8810 0,8810 Coincidencia FCFPMT 0,8490 0,7746 0,7880 0,7880 0,7880 0,9220 0,9220 FCPPBT 0,8560 0,8387 0,8590 0,8590 0,8590 0,8590 0,8590 FCFPBT 0,7140 0,7958 0,7870 0,7870 0,7870 0,7870 0,7870 Factores de CMTPPg 0,8690 0,9071 0,7960 0,7960 0,7960 0,9450 0,9450 Contribución CMTFPg 0,4290 0,5842 0,4960 0,4960 0,4960 0,6010 0,6010 a la Punta CBTPPg 0,7220 0,5410 0,6470 0,6470 0,6470 0,5410 0,5410 CBTFPg 0,4730 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 CMTPPd 0,7480 0,8509 0,6590 0,6590 0,6590 0,9330 0,9330 CMTFPd 0,3610 0,4763 0,4260 0,4260 0,4260 0,4860 0,4860 CBTPPd 0,6290 0,4780 0,5910 0,5910 0,5910 0,4780 0,4780 CBTFPd 0,4100 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 Número de NHUBT 353 294 353 353 353 210 210 Horas de Uso NHUBTPP A105 105 105 105 105 105 105 NHUBTFPA482 482 482 482 482 482 482 NHUBTPPB86 86 86 86 86 86 86 NHUBTFPB382 382 382 382 382 382 382 NHUBTAP 360 360 360 360 360 360 360 NHUBTPRE 362 294 353 353 353 208 208 NHUBTPP F132 132 132 132 132 132 132 NHUBTF362 294 353 353 353 208 208 2.6 Factores de Corrección del Valor Agregado de Distribución Los factores de corrección del Valor Agregado de Distribución PTPMT y PTPBT que ajustan el VADMT, VADBT y VADSED, por las ventas de potencia en horas fuera de punta son los siguientes: Enel Luz del Sur Electro Dunas Chavimochic Coelvisac Edelsa Egepsa PTPMT 0,9028 0,9025 0,9135 1,0000 0,9967 0,9422 0,9571 PTPBT 0,9313 0,8802 0,9845 1,0000 0,9983 1,0000 1,0000 Electro Electro Emsemsa Emseusa Sersa Esempat Eilhicha Pangoa Tocache PTPMT 0,9906 0,9433 0,8600 0,8503 0,8722 0,9868 1,0000 PTPBT 0,9684 0,9996 0,9924 0,9605 0,9944 1,0000 0,8405 2.7 Factor de Ponderación del Precio de la Energía (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 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. IGE HFD HFD (S (6) 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-AP, BT5D, BT6 y BT7. PE = Ep x PEPP + ( 1 – Ep ) x PEFP (7) Las empresas deberán comunicar a 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. 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