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56 Miércoles 9 de agosto de 2023 El Peruano / PROYECTOS Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali Factores de FCPPMT 0,9267 0,9254 0,8810 0,9224 0,9214 Coincidencia FCFPMT 0,7903 0,7900 0,9220 0,8090 0,7960 FCPPBT 0,8581 0,8568 0,8590 0,8555 0,8582 FCFPBT 0,7874 0,7880 0,7870 0,7885 0,7873 Factores de CMTPPg 0,8170 0,8116 0,9441 0,8378 0,8096 Contribución CMTFPg 0,5143 0,5091 0,6010 0,5350 0,5059 a la Punta CBTPPg 0,6362 0,6321 0,5410 0,6066 0,6333 CBTFPg 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 CMTPPd 0,6927 0,6848 0,9303 0,7222 0,6835 CMTFPd 0,4364 0,4335 0,4860 0,4483 0,4317 CBTPPd 0,5795 0,5751 0,4780 0,5480 0,5764 CBTFPd 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 Número de NHUBT 415 421 211 413 422 Horas de Uso NHUBTPPA105 105 105 105 105 NHUBTFPA482 482 482 482 482 NHUBTPPB86 86 86 86 86 NHUBTFPB382 382 382 382 382 NHUBTAP 360 360 360 360 360 NHUBTPRE 415 421 211 413 422 NHUBTPPF 132 132 132 132 132 NHUBTF 415 421 211 413 422 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: Factor de Corrección del VAD Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este PTPMT 0,9150 0,7247 0,8425 0,7962 0,8367 0,8402 PTPBT 0,9822 0,9608 0,9577 0,9833 0,9951 0,9810 Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali PTPMT 0,7925 0,8303 0,8977 0,7477 0,7373 PTPBT 0,9868 0,9671 0,9989 0,9758 0,9764 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. IGE HFD HFD (S ; ϲ Ϳ 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, BT5F, BT5I 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, BT5E, 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