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Organismo Supervisor de la Inversión en EnergíaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

Gerencia de Regulación de Distribución Eléctrica

Manual de Procedimientos, Formatosy Medios para el Cálculo del Factor

de Balance de Potencia Coincidenteen Hora de Punta (FBP)

Contenido

1. Introducción ___________________________________________________________1

2. Objetivo _______________________________________________________________1

3. Procedimientos _________________________________________________________1

3.1 Generalidades _____________________________________________________________ 1

3.2 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP) ________________ 23.2.1 Metodología de Cálculo A _______________________________________________________23.2.2 Metodología de Cálculo B _______________________________________________________33.2.3 Parámetros de Cálculo Comunes _________________________________________________4

4. Formatos ______________________________________________________________7

5. Medios ________________________________________________________________8

6. Periodicidad de Remisión y Plazo de Entrega de la Información _________________9

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Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo delFactor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)

1. Introducción

Para cada sistema eléctrico con demanda máxima mayor a 12 MW se determinaráanualmente el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP).

El FBP se calculará con la información correspondiente al periodo anual anterior (enero-diciembre) y tendrá vigencia a partir del 1ro. de mayo de cada año.

Las empresas de distribución eléctrica presentarán a OSINERG para la aprobación delrespectivo FBP, la información sustentatoria de acuerdo a los procedimientos, formatos,medios y plazo establecidos en el presente manual.

2. Objetivo

Establecer el Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor deBalance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP).

3. Procedimientos

3.1 Generalidades

Para la determinación del FBP se tomará en cuenta lo siguiente:

− Reajuste de las compras de energía y potencia por exceso de las pérdidas noreconocidas correspondientes al sistema de distribución o defecto por las pérdidasreconocidas del sistema de distribución.

− El FBP tiene como objetivo ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia a partir de lascompras eficientes. Estas incluyen pérdidas de potencia de los sistemas de distribucióniguales a las reconocidas por OSINERG.

− Cálculo del FBP anual aplicable como promedio de los FBP mensuales.

− Uso de los factores de expansión de pérdidas, coincidencia y contribución a la puntaestablecidos por OSINERG.

− Cálculo de la potencia coincidente en horas punta del alumbrado público en función de:− La facturación mensual de alumbrado público (porcentaje de facturación máxima

según artículo 184° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas).− El precio medio de la tarifa BT4AP publicada por la empresa para el mes

correspondiente.


− Horas de utilización diaria del parque de alumbrado público: Max. 12 horas.

3.2 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta(FBP)

El FBP será calculado usando cualquiera de los dos procedimientos que se señalan acontinuación, los mismos que serán elegidos por la empresa concesionaria de acuerdo a lainformación detallada de los registros de energía y potencia de los clientes de los mercadosregulado y libre a nivel de MAT, AT y MT.

3.2.1 Metodología de Cálculo A

EI Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP) que se describe seráaplicable a aquellas concesionarias de distribución eléctrica que cuenten con informacióndel 100% de los registros de los consumos de energía y potencia (cada 15 minutos) de losusuarios de los mercados regulado y libre conectados en los niveles de tensión MAT, AT yMT.

3.2.1.1 Fórmula de Cálculo

El FBP aplicable al Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) se calcularáde acuerdo a la siguiente expresión:

MTVADMT PTC

MDFBP =

El FBP aplicable al Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT) se calcularáde acuerdo a la siguiente expresión:

BT

MTMTVADBT PTC

PDCDCMDFBP

−−=

Donde:

MD = Máxima demanda eficiente del sistema eléctrico de distribución (potencia ingresada menos pérdidas)

PTCMT = Potencia teórica coincidente del sistema eléctrico de distribución a nivel de media tensión

PTCBT = Potencia teórica coincidente del sistema eléctrico de distribución a nivel de baja tensión

DCMT = Demanda coincidente en horas de punta de las ventas de potencia en horas de punta en mediatensión

PDCMT = Pérdidas de potencia en media tensión asociadas a las ventas de potencia en horas de punta enmedia tensión

La DCMT se calculará a partir de los registros de potencia de los clientes libres en MT y losclientes con opciones tarifarias MT2, MT3 y MT4.

Las PDCMT se calcularán a partir de las pérdidas de potencia del sistema eléctrico dedistribución considerando la proporción de las ventas de energía en media tensión y lasventas de energía en baja tensión con sus pérdidas asociadas.


Para el cálculo del FBP deberá utilizarse el Formato FBP12-A que se señala en el Anexo N°1.

3.2.1.2 Potencia Teórica Coincidente (PTC)

La potencia teórica coincidente a nivel de media tensión (PTCMT) se calculará de acuerdo ala siguiente expresión:

PPRPTCMPTCBPTCMT ++=

La potencia teórica coincidente a nivel de baja tensión (PTCBT) se calculará de acuerdo a lasiguiente expresión:

PPMTPTCB-PTCPTC MTMTBT ×=

Donde:

PTCB = Potencia teórica coincidente de las tarifas binomias

PTCM = Potencia teórica coincidente de las tarifas monomias

PPR = Pérdidas de potencia reconocidas

PTCBMT = Potencia teórica coincidente de las tarifas binomias de media tensión

PPMT = Factor de expansión de pérdidas de potencia reconocidas vigentes en media tensión

3.2.2 Metodología de Cálculo B

EI Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP) que se describe seráaplicable a aquellas concesionarias de distribución eléctrica que no cuenten con informacióndel 100% de los registros de los consumos de energía y potencia (cada 15 minutos) de losusuarios de los mercados regulado y libre conectados en los niveles de tensión MAT, AT yMT.

3.2.2.1 Fórmula de Cálculo

El FBP es igual a la relación entre la máxima demanda eficiente (MD) y la potencia teóricacoincidente (PTC) del sistema eléctrico de distribución a nivel de media tensión.

PTCMD

FBP =

Donde:

MD = Máxima demanda eficiente del sistema eléctrico de distribución (potencia ingresada menos pérdidas)

PTC = Potencia teórica coincidente del sistema eléctrico de distribución


Para el cálculo del FBP deberá utilizarse el Formato FBP12-B que se señala en el Anexo N°1.

3.2.2.2 Potencia Teórica Coincidente (PTC)

La potencia teórica coincidente (PTC) se calcula a nivel de media tensión del sistemaeléctrico de distribución.

PPRPTCMPTCBPTC ++=

Donde:




3.2.3 Parámetros de Cálculo Comunes

3.2.3.1 Potencia Teórica Coincidente de las Tarifas Binomias (PTCB)

La PTCB se calcula a partir de la potencia facturada a los clientes con opciones tarifariasMT2, MT3, MT4, BT2, BT3 y BT4, la potencia facturada a los clientes libres en MT (códigoMT1) y en BT (código BT1), y los factores de coincidencia y contribución a la puntavigentes.

BTMT PTCBPTCBPTCB +=

CMTFPPCMTPPPCMTFPPCMTPPPFCPPMTPFCPPMTPPTCB

FP4MTP4MT

FP3MTP3MT2MT1MTMT

×+×+×+×+×+×=

CBTPPAPPCBTFPPCBTPPPCBTFPPCBTPPPFCPPBTPFCPPBTPPTCB

AP4BTFP4BTP4BT

FP3BTP3BT2BTBT1BT

×+ ×+ ×+ ×+ ×+ ×+ ×=

Donde:


PTCBMT = Potencia teórica coincidente de las tarifas binomias de media tensión

PTCBBT = Potencia teórica coincidente de las tarifas binomias de baja tensión

PMT1 = Potencia facturada en horas punta a clientes libres en MT

PMT2 = Potencia facturada en horas punta a clientes con opción tarifaria MT2

PMT3P = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria MT3 y calificación presente en punta

PMT3FP = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria MT3 y calificación presente en fuera depunta

PMT4P = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria MT4 y calificación presente en punta


PMT4FP = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria MT4 y calificación presente en fuera depunta

PBT1 = Potencia facturada en horas punta a clientes libres en BT

PBT2 = Potencia facturada en horas punta a clientes con opción tarifaria BT2

PBT3P = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT3 y calificación presente en punta

PBT3FP = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT3 y calificación presente en fuera depunta

PBT4P = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT4 y calificación presente en punta

PBT4FP = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT4 y calificación presente en fuera depunta

PBT4AP = Potencia facturada por servicio de alumbrado público (opción tarifaria BT4AP).

FCPPMT = Factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión

FCPPBT = Factor de coincidencia para demandas de punta en baja tensión

CMTPP = Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta

CMTFP = Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera depunta

CBTPP = Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta

CBTFP = Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta

CBTPPAP = Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión por servicio de alumbradopúblico

Los factores FCPPMT y FCPPBT aplicables para el cálculo de la potencia teóricacoincidente de los clientes libres en MT y BT, serán los establecidos por la Resoluciónvigente del Valor Agregado de Distribución o los que establezca OSINERG a solicitud de lasempresas de distribución eléctrica.

3.2.3.2 Potencia Teórica Coincidente de las Tarifas Monomias (PTCM)

La PTCM se calcula a partir de la energía en horas punta facturada a los clientes con opcióntarifaria BT5A, la energía facturada a los clientes con opción tarifaria BT5B y la potenciafacturada a los clientes con opción tarifaria BT6. Para la determinación de la potenciateórica coincidente de las opciones tarifarias BT5A y BT5B se considera el número de horasen baja tensión para las horas punta (NHUBTPP) y el número de horas de uso en bajatensión (NHUBT) respectivamente del sector típico correspondiente.

6BTPNHUBT

B5BTFacturadaEnergíaNHUBTPP

A5BTPuntaHorasenFacturadaEnergiaPTCM +

+

=

Donde:


NHUBTPP = Número de horas de uso en baja tensión para las horas punta (opción tarifaria BT5A)

NHUBT = Número de horas de uso en baja tensión (opción tarifaria BT5B)

PBT6 = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT6


3.2.3.3 Pérdidas de Potencia Reconocidas (PPR)

Las PPR para media y baja tensión se calculan considerando los factores de expansión depérdidas de potencia de la regulación vigente a la fecha de fijación del FBP en cada nivel detensión.

BTMT PPRPPRPPR +=

)1PPMT()PPRPTCMPTCB(PPR BTMT −×++=

)1PPBT()PTCMPTCB(PPR BTBT −×+=

Donde:


PPRMT = Pérdidas de potencia reconocidas en media tensión

PPRBT = Pérdidas de potencia reconocidas en baja tensión

PPMT = Factor de expansión de pérdidas de potencia reconocidas vigentes en media tensión

PPBT = Factor de expansión de pérdidas de potencia reconocidas vigentes en baja tensión

3.2.3.4 Máxima Demanda (MD)

La máxima demanda eficiente (MD) a nivel de media tensión del sistema eléctrico dedistribución es igual a:

EDPIPMTMD −=

Donde:

IPMT = Ingreso de potencia a media tensión

EDP = Exceso o defecto de pérdidas de potencia

3.2.3.4.1 Ingreso de Potencia a Media Tensión (IPMT)

El IPMT corresponde a la máxima demanda en barra de MT y se obtiene de la siguientemanera:

Ingreso a AT desde MAT = (Ingreso a MAT) - (Ventas coincidentes en horas punta en MAT) -(Pérdidas en MAT)

Total Ingreso a AT = (Ingreso a AT desde MAT) + (Compras en AT)

Ventas en AT = (Ventas coincidentes en horas punta en AT1) + (Ventas coincidentes en horas puntaen AT2)

Ingreso a MT desde AT = (Total Ingreso a AT) - (Ventas en AT) - (Pérdidas en AT)


IPMT = ((Ingreso a MT desde AT) + (Compras en MT) + (Generación Propia en MT))×FCVV

Donde:

MAT = Muy alta tensión

AT = Alta tensión

AT1 = Cliente libre en alta tensión

AT2 = Cliente regulado en alta tensión

El IPMT admitirá un factor FCVV que toma en cuenta el crecimiento vegetativo y la variaciónde la demanda durante el periodo anual que permite referir la máxima demanda mensual ala máxima demanda anual. El valor de dicho factor será propuesto por cada empresa deacuerdo a la metodología indicada en el anexo N° 2.

3.2.3.4.2 Exceso o Defecto de Pérdidas de Potencia (EDP)

El EDP se determina a partir de la diferencia entre las pérdidas reales de energía y laspérdidas reconocidas (∆Energía). El valor mínimo del EDP se determina con la fórmulasiguiente:

1000fcH

EnergíaEDP

m

××

∆=

Donde:

EDP = Exceso o defecto de pérdidas de potencia a nivel de MT en kW

∆Energía = Pérdidas reales de energía menos las pérdidas reconocidas en MW.h

Hm = Número de horas del mes

fc = Factor de carga del sistema a nivel de MT

4. Formatos

La información sustentatoria que deberán remitir obligatoriamente las empresas dedistribución por cada sistema eléctrico se realizará a través de los formatos que sedescriben a continuación y que se detallan en el anexo N° 1.

− Formato FBP1: Base de datos de los registros mensuales relacionados con lainformación comercial de los clientes regulados y libres (ventas de energía y potencia,facturación y otros) por cada una de las opciones tarifarias MT2, MT3, MT4, BT2, BT3,BT4, BT5A, BT5B y BT6, y códigos MAT1, AT1, AT2, MT1 y BT1.

− Formato FBP2: Diagrama unifilar del sistema de transmisión secundaria de la empresade distribución indicando los sistemas de distribución eléctrica, puntos de compra deenergía y potencia, y puntos de medición de las empresas de generación y distribución.


− Formato FBP3: Diagrama de carga del día de máxima demanda del mes del sistema dedistribución eléctrica.

− Formato FBP3.1: Registros de energía y potencia por punto de compra.

− Formato FBP4: Compra mensual de energía y potencia a empresas de generación (ogeneración propia) a nivel de barra de entrega y nivel de tensión.

− Formato FBP5: Información de generación propia del día de máxima demanda del mesdel sistema eléctrico.

− Formato FBP5.1: Registro de energía y potencia por central de generación propia.

− Formato FBP6: Porcentaje de pérdidas en MAT y AT y Ventas y Porcentaje de Pérdidasdel Mercado en MT (Libre y Regulado).

− Formato FBP7: Ventas de potencia en horas de punta del mercado libre (MAT, AT, MT yBT), y mercado regulado (AT y MT).

− Formato FBP8: Demanda coincidente en horas de punta del mercado libre (MAT, AT,MT y BT), y mercado regulado (AT y MT).

− Formato FBP8.1: Registros de energía y potencia por cliente del Mercado Libre (MAT,AT, MT y BT) y Mercado Regulado (AT y MT).

− Formato FBP9: Venta mensual de energía en horas punta y fuera de punta a nivel deopción tarifaria.

− Formato FBP10: Venta mensual de potencia en horas punta y fuera de punta a nivel deopción tarifaria.

− Formato FBP11: Información del alumbrado público.

− Formato FBP12-A: Balance mensual de energía y potencia en horas punta (FBPVADMT yFBPVADBT).

− Formato FBP12-B: Balance mensual de energía y potencia en horas punta (FBP).

5. Medios

Las empresas remitirán la información del anexo N° 1 en medio impreso y archivosmagnéticos (hojas electrónicas, base de datos, etc.) de acuerdo a lo siguiente:


Formato Método A Método B MedioImpreso

ArchivosMagnéticos

FBP1 ü ü - ü

FBP2 ü ü ü ü

FBP3 ü ü ü ü

FBP3.1 ü ü - ü

FBP4 ü ü ü ü

FBP5 ü ü ü ü

FBP5.1 ü ü - ü

FBP6 (*) ü ü ü ü



FBP8.1(*) ü ü - ü

FBP9 ü ü ü ü

FBP10 ü ü ü ü

FBP11 ü ü ü ü

FBP12-A ü - ü ü

FBP12-B - ü ü ü

(*) Las empresas remitirán la información que sustente el cálculo del FBP deacuerdo al método de cálculo elegido por el Concesionario.

6. Periodicidad de Remisión y Plazo de Entrega de laInformación

La periodicidad de remisión de la información será mensual. El plazo de entrega de lainformación será dentro de los treinta (30) días calendario de cierre de cada mes.

Adicionalmente, las empresas deberán solicitar anualmente a OSINERG la aprobación delFBP a más tardar el 15 de marzo de cada año, para lo cual deberán adjuntar el formatoFBP12-A ó FBP12-B para cada uno de los meses del año anterior por sistema dedistribución eléctrica.

ANEXO N° 1Formatos para la Remisión de la Información

Sustentatoria del FBP y Cálculo del FBP

Formato: FBP1

Información Comercial Detallada del Mercado Eléctrico

Base de datos de clientes: Clientes.DbfCampo Tipo Tamaño DescripciónCempresa Carácter 4 Código de empresaCodsum Carácter 10 Código de suministroNombre Carácter 40 Razón social o nombre del clienteDirección Carácter 40 DirecciónUbigeo Carácter 6 Código de ubicación geográfica (ver www.inei.gob.pe)CIUU Carácter 5 Código CIUU (ver www.inei.gob.pe)

Tabla: Venta001.DbfCampo Tipo Tamaño DescripciónCempresa Carácter 4 Código de empresaCodsum Carácter 10 Código de suministroCsistelec Numérico 3 Código del sistema eléctrico (ver www.cte.org.pe)Año Numérico 4 AñoMes Numérico 2 MesTarifa (*) Carácter 5 MAT1, AT1, AT2, MT1, MT2, MT3P, MT3FP, MT4P, MT4FP, BT1, BT2, BT3P, BT3FP, BT4P, BT4FP, BT4AP, BT5A, BT6Pot Numérico 5.1 Potencia facturada en horas de punta (MAT1, AT1, AT2, MT1, MT2, BT1 y BT2) ó potencia facturada (MT3, MT4, BT3 y BT4) en kWExcPot Numérico 5.1 Exceso de potencia facturada en horas fuera de punta (MAT1, AT1, AT2, MT1, MT2, BT1, BT2 y BT5A ) en kWEhp Numérico 8.1 Energía en horas de punta en kW.hEhfp Numérico 8.1 Energía en horas fuera de punta en kW.hEtot Numérico 9.1 Energía total en kW.hErea Numérico 5.1 Energía reactiva facturada en kVAR.hFactura Numérico 11.2 Sólo incluir facturación por cargo fijo, potencia, energía activa y reactiva en S/.Otros Numérico 11.2 Facturación por otros conceptos distintos al IGV en S/.Modalidad Carácter 2 PC: Potencia Contratada o PV: Potencia VariableEreat Numérico 5.1 Energía reactiva registrada en kVAR.hPchp Numérico 5.1 Potencia contratada en horas de punta en kWPchfp Numérico 5.1 Potencia contratada en horas fuera de punta en kWMdhp Numérico 5.1 Máxima demanda en horas de punta en kWMdhfp Numérico 5.1 Máxima demanda en horas fuera de punta en kWNota: Para las opciones 1E1P la energía deberá ser informada en el campo Etot.

Tabla: Venta002.DbfCampo Tipo Tamaño DescripciónCempresa Carácter 4 Código de empresaCodsum Carácter 10 Código de suministroCsistelec Numérico 3 Código del sistema eléctrico (ver www.cte.org.pe)Año Numérico 4 AñoMes Numérico 2 MesTarifa Carácter 5 BT5BEtot Numérico 8.1 Energía total en kW.hFactura Numérico 11.2 Solo incluir facturación por cargo fijo y energía activa en S/.Otros Numérico 11.2 Facturación por otros conceptos distintos al IGV en S/.

(*) Las códigos MAT1, AT1, MT1, BT1 corresponden a los clientes libres en MAT, AT, MT y BT respectivamente. El código AT2 corresponde a los clientes regulados en AT.

Punto de Medición del Distribuidor

SISTEMA ELECTRICO N° 1

60kV

SISTEMA ELECTRICO N° 3

CLIENTE LIBRE SUM003

SISTEMA ELECTRICO N° 2SE N° 1

10kV

220kV

22,9kV

10kV60kV SE N° 3

60kV

Diagrama Unifilar del Sistema de Transmisión Secundaria de la Empresa de Distribución

Punto de Medición del Generador

Formato FBP2

Punto de CompraC

C

SE N° 2

10kV

SE N° 4

10kV60kV

Formato: FBP3

Diagrama de Carga del Día de Máxima Demanda del Mes del Sistema Eléctrico

Empresa: Año:Sistema Eléctrico: Mes:Sector Típico:Día:

Hora Demanda (kW)0:15 ....0:30 ....0:45 ....1:00 ....1:15 ....1:30 ....1:45 ....... ....... ....... ...... ....

23:15 ....23:30 ....23:45 ....24:00 ....

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hora

Dem

and

a (k

W)

FORMATO FBP3.1

Registros de Energía y Potencia por Punto de Compra(Cada 15 minutos)

Empresa: Año:Sistema Eléctrico: Mes:Sector:

Nivel de Tensión

Punto de Compra Fecha HoraEnergía (kW.h)

Potencia (kW)

Formato: FBP5

Información de Generación Propiadel Día de Máxima Demanda del Sistema Eléctrico

Empresa:Sistema Eléctrico: Año:Sector Típico: Mes:

Nombre de Central:Tipo de Central: [ ] Hidráulica [ ] Térmica

Hora Energía Potencia(kW.h) (kW)

00:1500:3000:4501:0001:1501:3001:45

...

...

.....

23:1523:3023:4524:00

FORMATO FBP5.1

Registros de Energía y Potencia por Central de Generación Propia(Cada 15 minutos)


Nivel de Tensión

Código de Central (1)

Fecha Hora Energía (kW.h) Potencia (kW)

(1) Publicado en http://www.cte.org.pe

FORMATO FBP8.1

Registros de Energía y Potencia por ClienteMercado Libre (MAT, AT, MT y BT) y Mercado Regulado (AT y MT)

(Cada 15 minutos)


Nivel de Tensión

Código del Cliente Libre (1)

Fecha Hora Energía (kW.h) Potencia (kW)

(1) Publicado en http://www.cte.org.pe

Formato: FBP11

Mes Número de Horas de Facturación (1) Precio Mediodías del mes utilización S/./mes Energía Potencia Energía (3) Potencia (4)

diaria ctm. S/./kWh S/./kW-mes ctm. S/./kW.h MW.h kWEneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSetiembreOctubreNoviembreDiciembre(1) Facturación mensual máxima por el servicio de alumbrado público, en conformidad con el artículo 184º del Reglamento de la Ley

(2) Cargos de la opción BT4AP según pliego tarifario vigente para el mes correspondiente

(3) Energía (MW.h) = Facturación (S/.) /(10 x Precio Medio (ctm. S/./kW.h))

(4) Potencia (kW) = (Energía (MW.h) / ( Número de Días del Mes x Horas de Utilización Diaria )) * 1000

Información del Alumbrado Público

VentasCargos Opción Tarifaria BT4AP (2)

ANEXO N° 2Metodología de Cálculo del FCVV

Metodología de Cálculo del FCVV

El FCVV toma en cuenta el crecimiento vegetativo y la variación de la demanda durante elperiodo anual que permite referir la máxima demanda mensual a la máxima demanda anual.

Para el cálculo del factor FCVV debe determinarse si el sistema eléctrico tuvo uncrecimiento vegetativo o expansivo. Un sistema eléctrico tiene un crecimiento vegetativocuando la tasa anual de crecimiento de los clientes no supera la tasa anual de crecimientopoblacional. Un sistema eléctrico tiene un crecimiento expansivo cuando la tasa anual decrecimiento de los clientes supera la tasa anual de crecimiento poblacional. La tasa decrecimiento poblacional a utilizar corresponde al valor que mas se ajuste al mercado delsistema eléctrico.

El FCVV y la tasa de crecimiento poblacional deberán ser comunicados por las empresasen la misma oportunidad que soliciten la aprobación del FBP (15 de marzo de cada año).

El cálculo del FCVV se realiza de la siguiente manera:

a) Sistemas eléctricos con crecimiento vegetativo

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Nú

mer

o d

e C

lien

tes

Tasa anual de crecimiento de los clientes <= Tasa anual de crecimiento poblacional

El FCVV se calcula a partir de la siguiente fórmula:

12Mensual IPMT

Anual Máximo IPMT

FCVV

12

1i i∑

==

b) Sistemas eléctricos con crecimiento expansivo

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Nú

mer

o d

e C

lien

tes

Tasa anual de crecimiento de los clientes > Tasa anual de crecimiento poblacional

Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3

Previamente al cálculo del FCVV se divide el periodo anual en periodos con crecimientovegetativo. Un periodo con crecimiento vegetativo se determina cuando la tasa decrecimiento de los clientes en un determinado mes supera la tasa anual de crecimientopoblacional. A partir de este mes se inicia un nuevo período y se determina nuevamente unnuevo período con crecimiento vegetativo. El análisis termina cuando se alcanza el mes 12.

El FCVV se calcula a partir de la siguiente fórmula:

12MensualIPMT

o ndel PeriodMáximoIPMT

...12

MensualIPMT1o del PeriodMáximoIPMT

FCVV

Pn

1i i

1P

1i i∑∑

== ++=

Donde:

Pn = Número de meses del periodo n

n = Número de periodos

P1 + P2 + P3 + … + Pn = 12

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