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74 Martes 9 de agosto de 2022 El Peruano / PROYECTOS 0,35, pudiendo la empresa distribuidora demostrar otros factores ante Osinergmin de acuerdo con las fórmulas antes referidas. 2.8 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 y que además tengan un factor de carga anual a nivel de media tensión mayor a 0,55, deberán ajustarse anualmente de conformidad al balance de potencia coincidente en horas punta con el objetivo de ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia de punta a partir de las compras e fi cientes, de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas e fi cientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. El factor de carga se calcula como el cociente de la potencia media anual registrada y potencia máxima anual. 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 Osinergmin Nº 281-2015-OS/CD, modi fi cada por la Resolución 050-2022-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- AP, BT5D, BT5E, 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 de acuerdo con el manual de cálculo del FBP respectivo. Para los sistemas con demanda máxima menor a 12 MW o factor de carga anual menor a 0,55 el valor de FBP será de 1,0, con excepción de aquellos casos en que las características de la demanda no se encuentren bajo el control de la empresa distribuidora, en cuyo caso, excepcionalmente, estas podrán demostrar otros factores ante Osinergmin de acuerdo a lo establecido en el manual aprobado con Resolución Osinergmin Nº 281-2015-OS/CD, modi fi cada por la Resolución 050-2022-OS/CD o el que lo sustituya. Las empresas de distribución eléctrica deberán solicitar anualmente a Osinergmin la aprobación de los resultados del FBP de acuerdo a lo establecido en la Resolución Osinergmin Nº 281-2015-OS/CD, modi fi cada por la Resolución 050-2022-OS/CD o en aquella que la sustituya. Para el periodo noviembre 2022 - octubre 2023 se aplicarán los valores siguientes: Enel Luz del Sur FBPMT 0,9203 0,8451 FBPBT 0,9014 0,8533 Electro Dunas Chavimochic Coelvisac Edelsa Egepsa FBP 0,9522 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Electro Electro Emsemsa Emseusa Sersa Esempat Eilhicha Pangoa Tocache FBP 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 2.9 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 Osinergmin para los precios de generación y transmisión. Artículo 2.- Fórmulas de Actualización Fijar las fórmulas de actualización de los Valores Agregados de Distribución y Cargos Fijos según lo establecido en el Artículo 73 de la LCE. 1. Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) TCTC IPAlIPAlDMTTCTC IPCuIPCuCMTTCTCBMTIPMIPMAMT FAVADMT uuuuuu ; ϴ Ϳ Siendo: AMT : Coe fi ciente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADMT. BMT : Coe fi ciente de participación de los productos importados en el VADMT. CMT : Coe fi ciente de participación del conductor de cobre en el VADMT. DMT : Coe fi ciente de participación del conductor de aluminio en el VADMT. 2. Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT) TCTC IPAlIPAlDBTTCTC IPCuIPCuCBTTCTCBBTIPMIPMABT FAVADBT uuuuuu ;ϵͿ