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37 NORMAS LEGALES Domingo 16 de octubre de 2022 El Peruano / 2.8 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. )f d b( )e c a()e c a( Ep (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 0,35, pudiendo la empresa distribuidora demostrar otros factores ante Osinergmin de acuerdo con las fórmulas antes referidas. 2.9 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 N° 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 Electro PangoaElectro TocacheEmsemsa Emseusa Sersa Esempat Eilhicha NHUBTAP 360 360 360 360 360 360 360 NHUBTPRE 362 294 353 353 353 208 208 NHUBTPPF 132 132 132 132 132 132 132 NHUBTF 362 294 353 353 353 208 208 2.7 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 SurElectro DunasChavimochic Coelvisac Edelsa Egepsa PTPMT 0.8995 0.9010 0.9133 1.0000 0.9968 0.9422 0.9574 PTPBT 0.9350 0.8889 0.9845 1.0000 0.9983 1.0000 1.0000 Electro Electro Emsemsa Emseusa Sersa Esempat Eilhicha Pangoa Tocache PTPMT 0.9906 0.9434 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