modificación del manual de procedimientos, formatos y

Informe N° 682-2015-GART

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Distribución Eléctrica

Modificación del Manual de

Procedimientos, Formatos y Medios

para el Cálculo del Factor de Balance de

Potencia Coincidente en Hora de Punta

(FBP)

Análisis de las Opiniones y Sugerencias

Noviembre 2015

Contenido

1. Objetivo ........................................................................................................................................... 1

2. Introducción ................................................................................................................................... 1

3. Antecedentes ................................................................................................................................... 1

4. Conclusiones .................................................................................................................................. 2

5. Análisis de las Opiniones y Sugerencias ....................................................................................... 2

5.1 Empresa Luz del Sur y Edecañete ....................................................................................... 2

5.2 Empresa Edelnor .................................................................................................................. 6

5.3 Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte e Hidrandina (Distriluz) ........................ 12

6. Propuesta de Norma .................................................................................................................... 19

Modificación de la Norma del FBP - Análisis de Opiniones y Sugerencias Página 1 de 41

Modificación del Manual de Procedimientos, Formatos y Medios

para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en

Hora de Punta (FBP)

Análisis de Opiniones y Sugerencias

1. Objetivo

Presentar el análisis de las opiniones y sugerencias al proyecto de resolución que aprueba la Norma

“Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia

Coincidente en Hora de Punta (FBP)”.

2. Introducción

En concordancia con el artículo 3° de la Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía Osinergmin N° 279-2014-OS/CD, donde se encarga a la Gerencia Adjunta

de Regulación Tarifaria (GART) la recepción y análisis de las opiniones y sugerencias que se

presenten respecto al proyecto de modificaciones, así como la presentación de la propuesta final al

Consejo Directivo de Osinergmin, se cumple con detallar en primer lugar las Conclusiones a que se

llegó, luego de analizar cada una de las opiniones y sugerencias que los interesados enviaron

oportunamente. En el punto 5 se indica cada uno de las opiniones y sugerencias enviadas a la GART,

y seguidamente se cumple con analizar cada una de las mismas.

3. Antecedentes

Numeral 3.5 de la Resolución Osinergmin N° 203-2013-OS/CD, que establece que por cada

sistema eléctrico con demanda máxima mayor a 12 MW se determinará anualmente el Factor de

Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP) el cual se calcula con la información

correspondiente al período anual anterior (enero-diciembre) y tendrá vigencia a partir del 1ro. de

mayo de cada año.

Resolución OSINERG N° 555-2002-OS/CD, que aprobó el "Manual de Procedimientos,

Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de

Punta (FBP)"; modificada por Resolución OSINERG N° 087-2006-OS/CD que adecua el Manual

a la norma de Opciones Tarifas y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final

aprobada mediante Resolución OSINERG N° 236-2005-OS/CD, con el fin de que las empresas

de distribución presenten la información sustentatoria y su propuesta de cálculo para la

aprobación del FBP por parte de Osinergmin.

Resolución Osinergmin N° 279-2014-OS/CD, que dispone la publicación en la página Web del

Osinergmin: www.osinerg.gob.pe, el proyecto de resolución que aprueba la Norma “Manual de

Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia

Coincidente en Hora de Punta (FBP)”, conjuntamente con su proyecto normativo, su exposición

de motivos y los Informes N° 652-2014-GART y N° 649-2014-GART.

Opiniones y/o sugerencias de Edecañete, Luz del Sur, Edelnor y Distriluz.


4. Conclusiones

Luego de analizar cada una de las opiniones y sugerencias enviadas por los interesados, se concluye

que es necesaria la corrección del proyecto de Norma “Manual de Procedimientos, Formatos y

Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)”, los

principales aspectos son los siguientes:

a. Inclusión de un artículo que derogue la resolución que aprueba la norma vigente.

b. Corregir error material en el numeral 5.2 del Artículo 5.

c. Corregir error material en la fórmula 8 del Artículo 7.

d. Precisión de condición del factor de carga anual para cálculo del FBP.

e. Precisión en cuanto al precio medio BT5C-AP en caso en un mes existan más de un pliego

tarifario.

f. Precisión en el Artículo 3 respecto a que no debe considerarse en el cálculo aquellos clientes que

no se les factura VAD.

g. Modifica plazo hasta diciembre de 2016 para aquellas concesionarias que no cuenten con

medición completa cada 15 minutos.

5. Análisis de las Opiniones y Sugerencias

Hasta el 15 de enero de 2015, fecha límite para la presentación de opiniones y sugerencias al

proyecto de resolución publicado, de acuerdo a la Resolución de Consejo Directivo del Osinergmin

N 279-2014-OS/CD; la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin ha recibido las

opiniones y sugerencias de Edecañete, Luz del Sur, Edelnor y Distriluz.

A continuación se detalla las sugerencias recibidas y el análisis de las mismas.

5.1 Empresa Luz del Sur y Edecañete

Remitió sus opiniones y sugerencias vía correo electrónico el 15/01/2015.

5.1.1 Sugerencia 1

Tema: Derogación de la Resolución N° 555-2002-OS/CD

En el presente Proyecto de Norma, no se aprecia la existencia de un artículo que anule o derogue la

Resolución vigente N° 555-2002-OS/CD y sus modificatorias. Esto es necesario ya que se varía el

contenido de la resolución mencionada vigente.

5.1.2 Análisis de la Sugerencia 1

Es necesario incluir un párrafo que derogue la normativa actualmente vigente, a fin de darle la fuerza

necesaria al nuevo manual y evitar posibles confusiones.

Se acoge la sugerencia, se incluirá en la Resolución de Publicación de la Norma un artículo que

derogue la Resolución vigente N° 555-2002-OS/CD y sus modificatorias. El artículo tendrá el

siguiente texto:


“Artículo 3°.- Déjese sin efecto el Manual de Procedimientos, Formatos y medios para el Cálculo

del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP), aprobado con Resolución

Osinerg N° 555-2002-OS/CD y sus modificatorias”.

5.1.3 Sugerencia 2

Tema: Usuarios que no cuenten con medición cada 15 minutos

Se sugiere incorporar un artículo que precise los pasos a seguir con aquellos usuarios regulados que

no cuentan con equipos de medición que registren las potencias cada 15 minutos.

Los costos por el cambio del equipo de medición convencional a electrónico deberá ser asumido por

el Usuario. Caso contrario, debería definirse que dicho cambio lo efectúe el Concesionario a cuenta

del cargo de mantenimiento y reposición de la conexión.


La norma contempla un plazo transitorio para que las empresas completen la instalación de los

equipos de medición necesarios para la determinación del FBP.

Por otro lado, la resolución que fija los costos de la conexión eléctrica reconoce en sus costos la

instalación de equipos de medición que registran consumos de energía y potencia cada 15 minutos

para los usuarios conectados en media tensión.

Asimismo, se debe tener en cuenta que la Resolución Osinergmin N° 206-2013-OS/CD, en su Cuarta

Disposición Transitoria Final establece para el Sistema de medición en la tarifa MT2, MT3, MT4,

BT2, BT3 y BT4, que: “La empresa distribuidora deberá proporcionar, como reconocido en las

tarifas de distribución aplicadas al usuario final, el equipo de medición a los usuarios existentes que

no cuenten con el medidor adecuado, para hacer efectiva la aplicación de registro de la potencia

activa y calificación automática en un plazo máximo de un año, contados a partir de la publicación

de la presente norma.

Como requisitos técnicos mínimos del medidor, éste debe contar con memoria masa con capacidad

de almacenar los datos de energía activa, reactiva y demanda, conforme a uso en intervalos

programables cada 15 minutos. El almacenamiento de la memoria masa debe ser mayor de 31 días y

los medidores deben permitir sincronismo con el tiempo”.

Sin embargo, debido a la fecha de aprobación de la presente norma, se modificará el plazo señalado

en el Anexo 2 del Proyecto de Norma, Metodología Transitoria de Cálculo del FBP para las

concesionarias que no cuenten con información completa, así como lo señalado en la segunda

disposición transitoria, otorgándole plazo hasta diciembre de 2016.

Se acoge la sugerencia, modificándose el plazo del Anexo 2 hasta diciembre de 2016.

5.1.5 Sugerencia 3

Tema: Error Material en el numeral 5.2

En el numeral 5.2, corregir la siguiente formula:

dice : “PTCBT = PTCMT + PTCBMT*PPMT“

debe decir : “PTCBT = PTCMT - PTCBMT*PPMT”



Se acoge la sugerencia. Se corregirá, quedando la fórmula de la siguiente manera:

PTCBT = PTCMT - PTCBMT*PPMT

5.1.7 Sugerencia 4

Tema: Error Material en el Artículo 7°

En el Artículo 7°, en el cálculo de la Potencia Teórica Coincidente de las Tarifas Monomias, se debe

modificar la formulación considerando la incorporación de las tarifas BT5A.A y BT5A.B, e indicar

sus respectivas definiciones de horas de uso (NHUBTPPA y NHUBTPPB).

5.1.8 Análisis del Sugerencia 4

La opción tarifaria BT5A en la práctica se subdivide en BT5A-A y BT5A-B, siendo de aplicación un

número de horas de uso diferenciado. No se trata de una opción tarifaria con muchos suministros,

pero es necesario hacer las precisiones para su adecuado tratamiento.

Se acoge la sugerencia. Se modificará la fórmula 8 mostrando las opciones BT5A-A y BT5A-B y se

indicará las definiciones de horas de uso (NHUBTPPA y NHUBTPPB).

NHUBTPPA = Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para

cálculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribución de

usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual de hasta 20 kW en

horas punta y fuera de punta.

NHUBTPPB = Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para

cálculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribución de

usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual de hasta 20 kW en

horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

5.1.9 Sugerencia 5

Tema: Error Material en el Formato FBP

En la plantilla del Formato “Formato FBP generado por el sistema de información”, se debe

modificar la tarifa BT5A e incorporar las opciones tarifarias BT5A.A y BT5A.B.


Es consecuencia, de lo contenido en el análisis de la sugerencia 4, se efectuarán las modificaciones

sugeridas. Se acoge la sugerencia.

5.1.11 Sugerencia 6

Tema: Cálculo del FCVV

Modificar los numerales 12.3 y 12.4 de acuerdo a lo siguiente.

Debe decir:

“12.3 Un sistema eléctrico tiene crecimiento vegetativo cuando la tasa de crecimiento de su máxima

demanda anual no ha superado el doble de la tasa de crecimiento promedio de la máxima demanda

de los últimos cinco años anteriores.” La máxima demanda está referida a nivel de distribución.


“12.4 Un sistema eléctrico tiene un crecimiento expansivo cuando la tasa de crecimiento de su

máxima demanda supera el doble de la tasa de crecimiento promedio de la máxima demanda de los

últimos cinco años anteriores. La máxima demanda está referida a nivel de distribución”.


Edecañete no alcanza ningún sustento que justifique que el doble de la tasa de crecimiento promedio

de la máxima demanda de los últimos cinco años sea un límite adecuado para diferenciar los dos tipos

de crecimiento considerados.

Debemos señalar que la evaluación de los periodos de crecimiento vegetativo y expansivo evita

trasladar a los clientes los incrementos de demanda, resultado de la expansión del sistema por el

ingreso de nuevos clientes. De no efectuarse la mencionada verificación, se pueden introducir

distorsiones relevantes en el cálculo debido a la incorporación de nuevos sistemas, tal como puede

ocurrir cuando se incorporan pequeños sistemas o zonas urbanizadas al sistema eléctrico actual, lo

que sin lugar a dudas incidirán en el valor de la tasa de crecimiento vegetativo que es la tasa que se

calcula.

La norma que publica el proyecto de resolución no contempla modificación alguna respecto a la

norma actualmente vigente en lo referente al cálculo del FCVV, por lo que consideramos que no se

está introduciendo un nuevo procedimiento de cálculo, salvo precisiones respecto a la información a

utilizar.

No se acoge la sugerencia.

5.1.13 Sugerencia 7

Tema: Eliminación del Artículo 13° y sus numerales 13.1 y 13.2

Eliminar el contenido completo del Artículo Numeral 13 y sus Numerales.13.1 y 13.2.


No se sustenta la sugerencia de eliminar el Artículo 13°, pues en esta parte se detalla la metodología

de cálculo de la tasa de crecimiento poblacional, tasa que sirve para el cálculo del factor de

crecimiento vegetativo (FCVV), factor que se utiliza en el cálculo final del factor de balance de

potencia (FBP).

En consecuencia, no se acoge la sugerencia.

5.1.15 Sugerencia 8

Tema: Artículo 15° .- Cálculo del FCVV

Reemplazar todo el contenido del Artículo 15 por lo siguiente.

Debe decir:

“Artículo 15.- Cálculo del FCVV para Sistemas eléctricos con crecimiento expansivo.

Según la propia particularidad, la Concesionaria propondrá una metodología de cálculo más idónea

que permita representar las desviaciones presentadas en su sistema eléctrico”.



El FCVV es un factor que ajusta la demanda mensual a la máxima demanda registrada en el sistema

de distribución, constituyéndose en un factor que reconoce la variación de la demanda proyectada por

la empresa y la demanda mensual registrada. El reconocimiento de esta variación se realiza

multiplicando la demanda mensual registrada por el FCVV con la finalidad de referirla en forma

teórica a la demanda real que se hubiera contratado en forma eficiente.

En el Capítulo Tercero del Proyecto de Norma del Manual del FBP, se contempla la verificación de

la tasa de crecimiento mensual en función de la tasa de crecimiento de los usuarios en razón que se

requiere determinar el crecimiento de tipo vegetativo y expansivo del sistema eléctrico. Para dicho

efecto se toma como referencia la tasa de crecimiento poblacional de la región donde opera del

sistema eléctrico y se compara con la tasa de crecimiento de los usuarios, por lo cual el crecimiento

vegetativo y la tasa de crecimiento poblacional se encuentran relacionadas.

Asimismo, la evaluación de los periodos de crecimiento vegetativo y expansivo evita trasladar a los

clientes los incrementos de demanda, resultado de la expansión del sistema por el ingreso de nuevos

clientes. De no efectuarse la mencionada verificación, se pueden introducir distorsiones relevantes en

el cálculo debido a la incorporación de nuevos sistemas, tal como puede ocurrir cuando se incorporan

pequeños sistemas o zonas urbanizadas al sistema eléctrico actual, lo que sin lugar a dudas incidirán

en el valor de la tasa de crecimiento vegetativo que es la tasa que se calcula.

En el Artículo 15° de la presente norma, se define la metodología de cálculo del FCVV para sistemas

eléctricos con crecimiento expansivo. Osinergmin no puede aplicar una metodología diferenciada

para cada concesionario de distribución eléctrica y menos a propuesta de cada uno.


5.2 Empresa Edelnor

Remitió sus opiniones y sugerencias vía correo electrónico el 15/01/2015.

5.2.1 Sugerencia 1

Tema: Cálculo del FCVV

Edelnor cita el numeral 10.3 y el Artículo 12 de la propuesta de Norma del Manual del FBP,

señalando que el factor FBP ajusta la demanda de la concesión a la potencia facturada a los usuarios

y corrige la sobre-venta o sub-venta de potencia, de manera que la distribuidora logre la

remuneración prevista en los cálculos del Valor Agregado de Distribución (VAD).

El cálculo del VAD está referido a la máxima demanda anual del sistema de distribución, por lo tanto

la sobre-venta o sub-venta de potencia debe determinarse respecto a esta demanda. En efecto, la

fórmula de cálculo del VAD es la siguiente:

Donde,

@VNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado.

O&M = Costos Estándar de Operación y Mantenimiento Anual.

D Máx = Máxima Demanda Anual del Sistema de Distribución Eléctrica.


En tal sentido, Edelnor señala que queda claro que para que la distribuidora logre la remuneración

prevista en los cálculos del VAD, la sobre-venta o sub-venta de potencia debe calcularse respecto a la

máxima demanda anual del sistema de distribución.

Para Edelnor, el Proyecto de Norma, contempla un factor FCVV que permite referir la máxima

demanda mensual del sistema eléctrico a la máxima demanda anual del mismo. Para el cálculo del

FCVV se plantea dos escenarios:

Crecimiento vegetativo, cuando la tasa anual de crecimiento de los clientes no supera la tasa anual

de crecimiento poblacional. En este escenario, el factor FCVV efectivamente refiere la máxima

demanda mensual a la máxima demanda anual.

Crecimiento expansivo, cuando la tasa anual de crecimiento de los clientes supera la tasa anual de

crecimiento poblacional. En este escenario, el factor FCVV referiere la máxima demanda mensual

a una demanda promedio anual (que depende del número de periodos en que se divida el año) y

que resulta menor a la máxima demanda anual.

Por lo indicado, Edelnor señala que en el caso de crecimiento expansivo, la sobre-venta o sub-venta

de potencia se calcula respecto a una máxima demanda promedio, inferior a la máxima demanda

anual y por lo tanto la distribuidora no logra la remuneración prevista en los cálculos del VAD.

Edelnor considera que lo establecido en el Proyecto de Norma, referido solamente al procedimiento

de cálculo del FBP, supera lo estipulado en normas de mayor jerarquía, Artículo 147° del Reglamento

de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y Resolución OSINERGMIN 203-2013-OS/CD que fija

los VAD para el periodo 2013-2017.

Edelnor indica que los informes que sustentan el Proyecto de Norma, no analizan a que se refiere un

crecimiento expansivo de la demanda y el porque en este caso, hay que establecer un ajuste adicional

en la remuneración de las distribuidoras, a los ya considerados en el proceso de Fijación del VAD

mediante los factores de economía de escala.

Complementariamente, Edelnor pregunta:

¿El crecimiento del número de clientes es el principal factor que explica el crecimiento de la

demanda de las distribuidoras?

¿El crecimiento del número de clientes respecto al crecimiento poblacional, explica un

crecimiento vegetativo o expansivo de la demanda?

¿Ajustes del VAD explicados por el crecimiento del número de clientes, constituye una señal

adecuada respecto a la política del sector y del propio Osinergmin de lograr mayor cobertura

eléctrica?

Edelnor considera que no en todas las preguntas, por las razones que explicamos a continuación:

El crecimiento de la demanda en sistemas eléctricos consolidados (mayores a 12 MW) es

explicado principalmente por el crecimiento económico y en menor escala por el crecimiento de

clientes; como se puede corroborar en distintos estudios de proyección de demanda que efectúa la

propia GART. Esto es aún más notorio en ciudades grandes como Lima, Piura, Arequipa, Trujillo,

entre otras. Por lo tanto un incremento importante en el número de clientes no explica por sí solo y

menos aún no garantiza un crecimiento significativo de la demanda que pueda considerarse como

expansivo.

El crecimiento de clientes esta explicado básicamente por clientes residenciales, los cuales están

ligados al crecimiento de la vivienda, antes que el crecimiento poblacional. Es conocido el déficit

de vivienda en todas las ciudades del país, lo que ha llevado que el gobierno impulse proyectos

habitacionales, adicionales al crecimiento informal de habilitaciones urbano marginales. En este

contexto, es de esperar en los próximos años un crecimiento de la vivienda mayor al crecimiento

poblacional y por ende de acuerdo al Proyecto de Norma, para casi todas las distribuidoras se va a


considerar crecimiento expansivo, aunque esto no se refleje efectivamente en el crecimiento de su

demanda.

Como ejemplo podemos señalar el caso de distritos, como el cercado de Lima, Breña y otros a

nivel nacional, donde según las proyecciones del INEI arrojan tasas negativas de crecimiento

poblacional, aunque esto no se refleja en un decrecimiento del número de clientes, debido a

diversas razones: mantenimiento del suministro aún sin vivencia, cambio de uso a pequeños

comercios, oficinas u otros. En estos casos, aún con crecimiento de 0% en el número de clientes,

pero con tasa negativas de población, llega a constituir irracionalmente un crecimiento expansivo

de la demanda.

Las distribuidoras perciben la señal de un castigo en el VAD, con un ajuste en la venta de potencia

menor a lo registrado como máxima demanda anual del sistema eléctrico, por las inversiones que

efectúan para lograr una mayor cobertura eléctrica, mediante la electrificación de zonas urbano

marginales o zonas rurales aledañas. El crecimiento de venta de potencia en estos sectores,

caracterizado por consumos unitarios bajos, no compensa los mayores costos unitarios de

inversión, por dispersión de la demanda y dificultad en los accesos de las zonas a electrificar; a lo

que hay que sumar un menor VAD, debido a que la incorporación de estos clientes determina un

crecimiento expansivo de la demanda del sistema eléctrico.

Este problema fue reconocido en el DS-010-2010-EM, que dicto medidas adicionales a la

aplicación del DU-116-2009, que se dictó con el objetivo de facilitar la electrificación de zonas

urbano marginales. En el DS mencionado, se estableció la no inclusión en el cálculo del FCVV de

los clientes captados producto de estas electrificaciones.

Finalmente es importante referirse al Anexo B de la Resolución N° 555-2002-OS/CD, en lo referido

al análisis por parte de Osinergmin del comentario 3 presentado por Edelnor.

El FCVV es un factor que ajusta la demanda mensual a la máxima demanda registrada en el

sistema de distribución, constituyéndose en un factor que reconoce la variación de la demanda

proyectada por la empresa y demanda mensual registrada. El reconocimiento de esta variación se

realiza multiplicando la demanda mensual registrada por el FCVV con la finalidad de referirla en

forma teórica a la demanda real que se hubiera contratado en forma eficiente.

Edelnor indica que el cálculo del FBP y por ende del FCVV es una evaluación ex-post con datos

reales registrados del año anterior, por lo tanto no tiene nada que ver con demanda proyectada por la

empresa.

Edelnor señala que respecto a que el crecimiento vegetativo y la tasa de crecimiento poblacional se

encuentran relacionados, es solo parcialmente cierto; se debe tener en cuenta como ya señalamos, el

déficit de vivienda y el crecimiento de consumos unitarios. Familias que viven juntas y que

representan un solo cliente, al tener acceso a una vivienda se independizan y pasan a ser clientes

nuevos, pero constituyen una población que ya era atendida y por ende constituye un crecimiento

vegetativo.

Edelnor considera que erróneamente Osinergmin considera que las distribuidoras no deben percibir

ingresos por incrementos de demanda resultados de la expansión del sistema por el ingreso de nuevos

clientes; entonces, ¿cómo van a recuperar las inversiones y costos incurridos en atender a estos

nuevos clientes?. Entendemos que el objetivo del FBP es ajustar la sobre-venta o sub-venta de

potencia en general y no solo lo referido al crecimiento vegetativo de la demanda.

Asimismo, Edelnor indica que las distorsiones relevantes en el cálculo del FBP introducidas por la

incorporación de nuevos sistemas o zonas urbanizadas deberían ser tratadas en forma excepcional por

Osinergmin, en lugar de establecer reglas generales que afectan a todos los casos, sin que se verifique

la existencia de estas distorsiones relevante. Asimismo, se vuelve a mencionar que la tasa que se

calcula es la de crecimiento vegetativo, esto constituye un error porque tácitamente señala que los

incrementos de demanda expansivos por atención de nuevos clientes no deben ser remunerados.



El proyecto de norma publicada no contempla modificación alguna respecto a la norma actualmente

vigente en lo referente al cálculo del FCVV, por lo que consideramos que no se está introduciendo

nada nuevo, salvo precisiones respecto a la información a utilizar.

Sin embargo, debemos indicar que a fin de contemplar el crecimiento del sistema eléctrico afecto por

el FBP, se precisa que cuando un sistema tiene crecimiento vegetativo o expansivo, la combinación

de ambos criterios referidos a la tasa de crecimiento de clientes y tasa de crecimiento poblacional

muestra el comportamiento del crecimiento de un sistema eléctrico. Como resultado se tiene un

FCVV el cual el 90% de los sistemas eléctricos afectos por el FBP es mayor a la unidad, el resto de

sistemas eléctricos tienen valor de FCVV igual a la unidad. El factor FCVV como se mencionó

contempla el crecimiento del sistema eléctrico el cual afecta al FBP, incrementando dicho valor.

Cabe mencionar que el FCVV es un factor que ajusta la demanda mensual a la máxima demanda

registrada en el sistema de distribución, constituyéndose en un factor que reconoce la variación de la

demanda proyectada por la empresa y la demanda mensual registrada. El reconocimiento de esta

variación se realiza multiplicando la demanda mensual registrada por el FCVV con la finalidad de

referirla en forma teórica a la demanda real que se hubiera contratado en forma eficiente.







Asimismo, la evaluación de los periodos de crecimiento vegetativo y expansivo evita trasladar a los

clientes los incrementos de demanda, resultado de la expansión del sistema por el ingreso de nuevos

clientes. De no efectuarse la mencionada verificación, se pueden introducir distorsiones relevantes en

el cálculo debido a la incorporación de nuevos sistemas, tal como puede ocurrir cuando se incorporan

pequeños sistemas o zonas urbanizadas al sistema eléctrico actual, lo que sin lugar a dudas incidirán

en el valor de la tasa de crecimiento vegetativo que es la tasa que se calcula.

Por otro lado, de acuerdo a lo señalado en el Artículo 2 del Proyecto de Norma del Manual del FBP,

el FBP tiene como objetivo ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia a partir de las compras

eficientes. Asimismo, en el Artículo 4 se señala que el FBP es la relación de la máxima demanda del

sistema eléctrico y la potencia teórica coincidente del sistema de distribución. La máxima demanda a

nivel de media tensión del sistema de distribución eléctrica es el ingreso de potencia a media tensión

menos el exceso de pérdidas de potencia, y el ingreso de potencia a media tensión es multiplicado por

el FCVV, es decir que el ingreso de potencia a media tensión se incrementa por efecto del FCVV y

por consiguiente se incrementa la máxima demanda, para finalmente reflejarse dicho incremento en el

factor FBP.

En el caso de no tomar en cuenta el FCVV en el cálculo del FBP, no se estaría contemplando el

crecimiento del sistema eléctrico y por consiguiente no se cumpliría con el objetivo de ajustar la

sobre-venta o sub-venta de potencia a partir de las compras eficientes.

Por lo mencionado, Osinergmin a través del Proyecto de Norma del Manual del FBP no transgrede

normas de mayor jerarquía como el Artículo 147 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

ni la Resolución Osinergmin N° 203-2013-OS/CD.

Debe tenerse en cuanta que el factor FBP se sustenta en lo previsto en el Programa de Garantía

Tarifaria, base de la regulación 1993 – Estudio de Costos de Distribución y Tarifas (Proyecto C),


donde se señala que: “…Una segunda condición que debe plantearse para cada empresa es que no

exista sobreventa o subventa de potencia de punta; ello implica que el valor del VAD en el nivel que

corresponda, exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas, y la potencia de punta

efectiva supuesta vendidad….Las ventas de potencia efectiva corresponden a la estimación de la

tarifa BT5 calculada sobre la base de las ventas de energía y del número de horas de utilización, el

alumbrado público y la participación supuesta en la punta de las ventas de potencia suscrita. Dichas

ventas son conocidas y luego de aplicarse los coeficientes de participación efectiva a la punta con

que se calcularon precisamente las tarifas correspondientes. Finalmente, deben agregarse las

potencias de punta de las tarifas horarias. Las eventuales sobreventas o subventas se corrigen a

través de un factor que multiplica el VAD determinado de acuerdo al procedimiento anterior”.

Los demás aspectos de la sugerencia 1 de Edelnor han sido analizados anteriormente. Ver análisis de

la sugerencia 6 de Edecañete.


5.2.3 Sugerencia 2

Tema: Factor de Carga

Edelnor cita el numeral 1.1 del Proyecto de Norma del Manual del FBP, señalando que no está claro

si el factor de carga corresponde a un sistema eléctrico que registra un factor de carga mensual o

anual. Asimismo, no se señala como se calcula dicho factor. Estas deficiencias ocasionan dudas e

interpretaciones unilaterales que conllevan a generar confusión en los agentes del sector.

Edelnor sugiere mejorar el texto, que contemple y aclare las observaciones mencionadas.


El numeral 1.1 del Proyecto de Norma del Manual del FBP contempla como condiciones para

calcular el FBP anual de un sistema eléctrico que sus demanda máxima en hora punta sea mayor a 12

MW y que tenga un factor de carga a nivel de media tensión mayor a 0.55.

La primera condición para calcular el FBP anual de un sistema eléctrico, como está descrito en la

Norma vigente se refiere a la máxima demanda anual de un sistema eléctrico y la segunda condición,

corresponde al factor de carga mayor a 0.55 a nivel de media tensión, en este caso anual.

Se acoge lo solicitado, modificando la redacción del numeral 1.1 precisando lo solicitado.

5.2.5 Sugerencia 3

Tema: Precio medio BT5C-AP

Edelnor cita el guión dos, literal d), Artículo 2, donde se indica que el precio medio de la tarifa

BT5C-AP o aquella que la sustituya, publicada por la empresa para el mes correspondiente, precio

medio que se toma en cuenta para el cálculo de la potencia coincidente en horas de punta de

alumbrado público.

Sugiere mejorar el texto que contemple cuando existen casos en que en un mes hay más de un pliego

tarifario, por lo que el precio medio aplicable del mes será el promedio de ambos pliegos tarifarios.



Luego de la revisión de dicho texto por parte de Osinergmin, se modificará el guión dos, literal d),

Artículo 2, precisando que en caso existieran en un mes más de un pliego tarifario, el precio medio

aplicable del mes será el promedio de ambos pliegos tarifarios, considerando el número de días de

vigencia.

Se acoge lo solicitado, modificando la redacción del guión dos, literal d), Artículo 2.

5.2.7 Sugerencia 4

Tema: Error Material en la Fórmula 4

Edelnor cita la fórmula 4 del Proyecto de Norma del Manual del FBP, donde se indica que existe in

error en dicha fórmula.

Dice:

Edelnor sugiere el error material en la fórmula 4 señalada.

Debe decir:



Se acoge lo solicitado, modificando la fórmula 4 del Proyecto de Norma del Manual del FBP.

5.2.9 Sugerencia 5

Tema: Separación de la Tarifa BT5A

Edelnor cita el Artículo 7, indicando que la tarifa monomia BT5A no considera la separación vigente

de BT5A-A y BT5A-B.

Edelnor sugiere incorporar las opciones BT5A-A y BT5A-B en el Artículo 7 y en los formatos

respectivos.


Se acoge la sugerencia, modificando la fórmula 8 mostrando las opciones BT5A-A y BT5A-B y se

indicará las definiciones de horas de uso (NHUBTPPA y NHUBTPPB).

NHUBTPPA = Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del

bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual

de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.

NHUBTPPB = Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del

bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual

de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.


5.3 Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte e Hidrandina (Distriluz)

Las empresas de distribución eléctrica Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte e Hidrandina

(Distriluz), remitieron sus comentarios y sugerencias al proyecto de norma mediante Carta Nº GCC-

012-2015 del 15/01/2015.

5.3.1 Sugerencia 1

Tema: Plazo de cambio de medición cada 15 minutos

Distriluz, señala que Osinergmin en la segunda disposición transitoria del Proyecto de Norma del

Manual del FBP, otorga un plazo para el cambio de medidores electrónicos con perfil de energía y

potencia (cada 15 minutos) hasta diciembre 215, cuyo plazo debe tener una reconsideración como

mínimo hasta diciembre del 2016.

Distriluz indica que los presupuestos de las empresas públicas para este año han sido aprobados y

vienen siendo ejecutados por el FONAFE; no habiéndose considerado los gastos asociados a los

cambios imprevistos que se proponen en el proyecto de Norma, adicionalmente estar supeditado a la

conformidad del cliente. Los cotos deben de ser reconocidos en la nueva fijación de Costos de

Conexión (SICONEX), a ser publicado en el presente año. Lo cual ya se ha propuesto en nuestros

alcances, lo cual se estaría adaptando a este requerimiento.


La observación es similar a la Observación 2 de Edecañete analizada en el numeral 5.2.4.




Asimismo, se debe tener en cuenta que la Resolución Osinergmin N° 206-2013-OS/CD, en su Cuarta

Disposición Transitoria Final establece para el Sistema de medición en la tarifa MT2, MT3, MT4,

BT2, BT3 y BT4, que: “La empresa distribuidora deberá proporcionar, como reconocido en las

tarifas de distribución aplicadas al usuario final, el equipo de medición a los usuarios existentes que

no cuenten con el medidor adecuado, para hacer efectiva la aplicación de registro de la potencia

activa y calificación automática en un plazo máximo de un año, contados a partir de la publicación

de la presente norma”.

Sin embargo, debido a la fecha de aprobación de la presente norma, se modificará el plazo señalado

en el Anexo 2 del Proyecto de Norma, Metodología Transitoria de Cálculo del FBP para las

concesionarias que no cuenten con información completa, así como lo señalado en la segunda

disposición transitoria, otorgándole plazo hasta diciembre de 2016.

Se acoge la sugerencia, modificándose el plazo del Anexo 2 y lo señalado en la segunda disposición

transitoria, hasta diciembre de 2016.

5.3.3 Sugerencia 2

Tema: Derogar la Resolución N° 555-2002-OS/CD

Distriluz, señala que debe adicionarse al Artículo 1° de la Resolución N° 279-2014-OS/CD, la

derogación de la Resolución vigente 555-2002-OS/CD, o incluir un artículo, pues está variando el

procedimiento, pudiendo ocasionar confusiones en la aplicación del nuevo manual de procedimiento.



Se acoge la sugerencia. Se incluirá en la Resolución de Publicación de la Norma un artículo que

derogue la Resolución vigente N° 555-2002-OS/CD y sus modificatorias.

5.3.5 Sugerencia 3

Tema: Máxima demanda y factor de carga

Distriluz señala que se continúa afectado con el FBP a sistemas eléctricos con demandas mayores a

12 MW, el Osinergmin en su informe N° 652-2014 GART en el Numeral 3.2.3 señala “Que los

sistemas de distribución eléctrica desde el año 2002 se ha incrementado duplicándose en la mayoría

de casos”.

Distriluz observa y pregunta diciendo: cuál es el sustento para mantener esta valla de 12 MW y como

se determinó esta valla.

Distriluz, adicionalmente efectuó la verificación del crecimiento de la demanda en el SEIN desde el

año 2001 a setiembre 2014, en donde se puede verificar que se ha obtenido un incremento en la

máxima demanda coincidente en el SEIN de 103.33% desde 2,792 MW (Diciembre 2001) a 5,677

MW (marzo 2014). Este incremento debe ser similar a la máxima demanda estipulada para los

sistemas eléctricos, lo cual fuera fijado en la Resolución de la Comisión de Tarifas de Energía N°

007-2001 P/CTE publicada el 27 de abril 2001, consideramos que el límite mínimo debiera ser

incrementado a 24 MW, basado en nuestro análisis que considera la evolución de los crecimientos tal

como se muestra en el siguiente cuadro, en relación a la Demanda del SEIN:

Distriluz indica se condiciona la afectación del FBP a un factor de carga en barra de media tensión de

0.55. Asimismo, indica que no se señala la metodología de cálculo, ni el sustento para aplicar el

factor de carga de 0.55.

Distriluz manifiesta que es necesario que se especifique la metodología de cálculo, de tal manera que

quede clara y de forma detallada el procedimiento. Adicionalmente, se propone se declare la relación

de sistemas eléctricos con el respectivo factor de carga obtenido y su máxima demanda, para que la

selección de sistemas eléctricos sea transparente a nivel nacional.

Distriluz sugiere que el texto contenido en el numeral 1.1 del Artículo 1 se indique que los sistemas

eléctricos afectos a FBP sean aquellos cuyas demandas máximas en horas de punta sean mayor a 24

MW y con un factor de carga de 0.60.



De acuerdo a lo señalado en el Artículo 2 del Proyecto de Norma del Manual del FBP, se indica que

el objetivo del FBP es evitar la sobreventa o subventa de potencia.

Respecto a la condición de 12 MW de demanda de un sistema eléctrico para el cálculo del FBP, se

ha identificado que representan a los sistemas consolidados y maduros con consumos estables,

correspondientes a usuarios que con medición necesaria de los parámetros eléctricos que se utilizan

en el cálculo del FBP, es decir, son en su mayoría usuarios comerciales e industriales. En cambio, en

aquellos sistemas eléctricos con demandas menores a 12 MW, son sistemas eléctricos en vías de

crecimiento y expansión de sus redes eléctricas y pertenecen en su mayoría a sistemas eléctricos

urbanos rurales y rurales que no cuentan con sistemas de medición adecuados y en su mayoría son

clientes residenciales.

Asimismo, el valor de 12 MW de máxima demanda fue definido en la Resolución de Fijación del

VAD, no correspondiendo hacerlo en este momento. Sin prejuicio de lo indicado, la definición de 12

MW corresponde a sistemas eléctricos de tamaño medio.

Respecto a lo que Distriluz indica que la demanda del SEIN se ha incrementado en 103.33% desde

del año 2001 al 2014, esto corresponde a la demanda de todo el sistema interconectado nacional, es

decir la expansión del sistema eléctrico nacional, no reflejando el crecimiento discriminado por

sector típico o sistema eléctrico, es decir, no es un buen referente para el crecimiento de la demanda

de un sistema eléctrico.

Osinergmin, con la información de potencia media y potencia máxima calculó el factor de carga

anual de cada sistema eléctrico con comportamiento estable (consolidados y maduros), sin considerar

aquellos sistemas atípicos (estacionales) con bajos factores de carga (<0.55), observándose que en el

año 2014 el valor máximo es 0.7124 y el valor mínimo es 0.5478. Por lo mencionado, se ha

considerado oportuno introducir un criterio adicional para calcular el FBP de los sistemas eléctricos,

a través del factor de carga, estableciéndose un factor de carga mayor a 0.55. La metodología para el

cálculo del factor de carga se incluirá en la norma.

Sistema Eléctrico Año 2013 Año 2014

Lima Norte 0.7071 0.7124

Trujillo 0.6986 0.7004

Lima Sur 0.6996 0.6916

Chiclayo 0.6590 0.6635

Ica 0.6304 0.6616

Guadalupe 0.5907 0.6549

Piura 0.6262 0.6482

Arequipa 0.6306 0.6480

Tacna 0.6057 0.6346

Paita 0.6103 0.6307

Tumbes 0.6100 0.6213

Iquitos 0.6282 0.6209

Pucallpa 0.6202 0.6085

Cajamarca 0.6147 0.6044

Cusco 0.5968 0.6035

Huancayo 0.5788 0.5757

Huánuco 0.5594 0.5689

Pisco 0.6060 0.5650

Sullana 0.6041 0.5635

Chiclayo Baja Densidad 0.6158 0.5602

Tarapoto 0.5716 0.5528

Huaral-Chancay 0.5407 0.5478

Máximo 0.7071 0.7124

Mínimo 0.5407 0.5478

Promedio 0.6184 0.6199

Evolución del Factor de Carga en los

Sistemas Eléctricos


La introducción del criterio de factor de carga y con valor superior a 0.55, obedece al manejo

eficiente de la carga de un sistema eléctrico, el cual nos da como consecuencia la reducción de los

costos medios de energía.

Por lo mencionado, se acoge en forma parcial la sugerencia.

5.3.7 Sugerencia 4

Tema: Error Material en la fórmula 4 del numeral 5.2 del Artículo 5

Distriluz cita la fórmula 4 del Proyecto de Norma del Manual del FBP, donde se indica que existe in

error en dicha fórmula.

Dice:

Distriluz sugiere el error material en la fórmula 4 señalada.

Debe decir:



Se acoge lo solicitado, modificando la fórmula 4 del Proyecto de Norma del Manual del FBP.

5.3.9 Sugerencia 5

Tema: FBP para clientes que no se les factura VAD

Distriluz indica que los clientes libres o regulados cuyo punto de entrega son uno de los

alimentadores en MT de una subestación de potencia AT/MT, debe ser retirados del análisis del FBP

del sistema eléctrico, debido a que no se les factura los cargos de distribución (VAD), por lo que

sugiere que en el texto del Artículo 3, al final se debe precisar que no se considerará aquellos clientes

que no se les factura el cargo del VAD.


Se acepta la sugerencia, se añadirá el texto propuesto.

5.3.11 Sugerencia 6

Tema: Pérdidas de Potencia Reconocidas

Distriluz indica que lo señalado en el Artículo 8 referente a los reflejos de las compras de energía y

potencia facturada hasta la barra de media tensión, debe considerar los excesos o defectos de las

pérdidas reales, en función a los registros de energía y potencia en media tensión de los alimentadores

del sistema eléctrico en evaluación. Debiendo retirarse del análisis, los registros de venta/compra de


aquellos clientes libres o regulados cuyos suministros se realicen en AT y/o desde el alimentador MT,

sin hacer uso de las redes de distribución.


De acuerdo a lo señalado en el Artículo 8 Parámetros de Cálculo para Pérdidas de Potencia

Reconocidas, las pérdidas de potencia reconocidas tanto en media tensión como baja tensión están en

función de la potencia teórica coincidente de las tarifas binomias y monomias, pérdidas de potencia

reconocidas y factor de expansión de pérdidas de potencia reconocidas. Tanto la potencia teórica

coincidente de las tarifas binomias y monomias, en el caso de la potencia teórica coincidente de las

tarifas binomias se calculan a partir de la potencia facturada y los factores de coincidencia y

contribución a la punta, en el caso de la potencia teórica coincidente de las tarifas monomias se

calculan a partir de la energía en horas de punta facturada y el número de horas de uso respectivo.

Por lo indicado, las compras de energía y potencia en la barra de media tensión considera la

facturación real, y de acuerdo a lo indicado en el análisis de la sugerencia 5, se precisa que no se

considera aquellos clientes que no se les factura el cargo del VAD.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia.

5.3.13 Sugerencia 7

Tema: Medición a nivel de media tensión

Distriluz indica que con la finalidad de que el FBP sea lo más aproximado a la realidad, plantea el

considerar la máxima demanda según registros en la medición electrónica que corresponden al

sistema eléctrico evaluado en la barra de media tensión. Teniéndose en consideración los siguientes

aspectos:

1) Si el sistema eléctrico contiene en su totalidad medición electrónica con perfil cada 15 minutos,

la máxima demanda a considerar en el sistema eléctrico será la sumatoria de lo registrado en la

máxima demanda coincidente en la sumatoria de perfiles, para el mes en evaluación.

2) Si el sistema eléctrico contiene parcialmente medición electrónica con perfil cada 15 minutos y

medición electrónica con maxímetro, la máxima demanda a considerar en el sistema eléctrico

será la sumatoria de lo registrado en la máxima demanda coincidente en la sumatoria de perfiles,

para el mes en evaluación más lo registrado en el maxímetro de los medidores en el periodo

evaluado.

3) Si el Sistema Eléctrico contiene medición electrónica con maxímetro, la máxima demanda a

considerar en el sistema eléctrico será la sumatoria de la máxima registrada en sus

alimentadores, para el mes en evaluación multiplicado por el factor de coincidencia regulado en

media tensión, de los medidores en el periodo evaluado.

4) Si el Sistema Eléctrico contiene alimentadores que comparten energía a dos o más sistemas

eléctricos, se aplicará la proporción en función a la energía vendida, la cual se aplicará a la

demanda coincidente del sistema eléctrico evaluado, utilizando la forma de cálculo indicada en

el procedimiento especificado en el literal (1).

100xS

)1S(Ex

n

1n n

v

Donde:

x : Proporción a aplicarse a la demanda registrada en el alimentador en el día de máxima

demanda del sistema eléctrico.

Ev : Energía vendida

n : Cantidad de sistemas eléctricos


Distriluz agrega que de no contar con la totalidad de medidores electrónicos con registro cada 15

minutos, deberá remitir el programa de cambio acorde al período de un año a partir de la aplicación

de la metodología tipo A para el FBP.


Osinergmin, en el Anexo 2 de la Norma “Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el

Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)” establece una

metodología transitoria de cálculo del FBP para las concesionarias que no cuenten con información

del 100% de los registros de los consumos de energía y potencia (cada 15 minutos) de los usuarios de

los mercados regulado y libre conectados en los niveles de MAT, AT y MT, con plazo hasta

diciembre de 2016. Dicha metodología es la referida a la alternativa B de la Resolución Osinerg N°

555-2002-OS/CD.

Respecto al procedimiento sugerido por Distriluz referente a la medición de máximas demandas de

sistemas eléctricos con 100% con medición electrónica, éstos ya se consideran en la modificación de

la norma; sistemas eléctricos parcialmente con medición electrónica y con máxímetros, están

considerados en la metodología transitoria del cálculo del FBP para las concesionarias que no

cuenten con información completa.




Asimismo, Osinergmin haciendo un seguimiento de la información que remite para el cálculo del

VAD, VNR, FOSE y parámetros tarifarios de distribución eléctrica (FBP, Ep, Factores de

Ponderación del VAD) observa que gran parte de las empresas de distribución eléctrica cuenta con

medición electrónica.


5.3.15 Sugerencia 8

Tema: Tasa de crecimiento poblacional

Distriluz indica que en el cálculo de la tasa de crecimiento poblacional, de utilizar la información de

población por distritos del INEI, existen poblaciones que disminuyen y por ende la tasa de

crecimiento poblacional respectiva es negativa, tal es el caso de Electronorte en los distritos de

Pucalá, Cayaltí, Salas, Oyotún, Nueva Arica, etc.

Por lo mencionado, Distriluz sugiere modificar el numeral 13.1, añadiendo el texto siguiente:

“13.1 …En caso se tenga un crecimiento poblacional atípico, con la información disponible del

INEI, la empresa Distribuidora, utilizará una tasa de crecimiento para el Distrito evaluado, del

departamento donde se contiene el distrito evaluado, lo cual será especificado en el informe de

sustento”.


Osinergmin ha determinado que la utilización de la tasa de crecimiento distrital permite identificar de

mejor manera el crecimiento previsto en cada distrito, observándose que en algunos casos existe

compensación en el crecimiento y decrecimiento distrital, explicado por las migraciones

poblacionales que el INEI ha previsto en sus análisis y proyecciones.


La utilización de la tasa de crecimiento poblacional a nivel distrital tiene como ventaja afinar la

estimación en el caso de distritos que son atendidos por más de un sistema eléctrico. En el caso de

encontrarse con tasas de crecimiento poblacional negativa, se considerará el periodo de corte en

forma mensual en el cálculo del FCVV.







No se acoge la sugerencia.

5.3.17 Sugerencia 9

Tema: Cálculo del FCVV y crecimiento del sistema eléctrico

Distriluz sugiere que la terminología crecimiento expansivo debe de ser retirado en la metodología de

cálculo del FCVV.

Distriluz sustenta la sugerencia en que está condicionado al crecimiento poblacional (proyección del

INEI), la cual recoge datos de censos desactualizados de los años 1993 y 2007, que en muchos de los

distritos no es concordante con la realidad, reduciéndose en la proyección del INEI año a año.

Adicionalmente, Distriluz indica que se debe de tener en cuenta que esta metodología es errada para

el caso de las empresas Distribuidoras, ya que mientras más cantidad de clientes en el año se

incorporan a la Distribuidora, menos ingresos por VAD se obtienen, debido a que la tasa de

crecimiento de clientes siempre superará a la tasa de crecimiento poblacional, reduciendo el FCVV y

en consecuencia reduciéndose el FBP de manera anual. Debiendo tenerse en cuenta que de acuerdo al

plan del MINEM y del Estado, nos encontramos en un periodo de incorporación de suministros por

electrificación rural de manera masiva (zonas marginales, rurales o de frontera eléctrica), lo que se

refleja en una mayor tasa de crecimiento de clientes que no va de la mano con lo proyectado por el

INEI, disminuyendo el reconocimiento del VAD y teniéndose consumos de energía por debajo del

promedio en estos sectores.


Debemos indicar que a fin de contemplar el crecimiento del sistema eléctrico afecto por el FBP, se

precisa cuando un sistema tiene crecimiento vegetativo o expansivo, la combinación de ambos

criterios referidos a la tasa de crecimiento de clientes y tasa de crecimiento poblacional precisan el

comportamiento del crecimiento de un sistema eléctrico. Como resultado se tiene un FCVV el cual el

90% de los sistemas eléctricos afectos por el FBP es mayor a la unidad, el resto de sistemas eléctricos

tienen valor de FCVV igual a la unidad. El factor FCVV como se mencionó contempla el crecimiento

del sistema eléctrico el cual afecta al FBP, incrementando dicho valor.

De acuerdo a lo señalado en el Artículo 2 del Proyecto de Norma del Manual del FBP, el FBP tiene

como objetivo ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia a partir de las compras eficientes.

Asimismo, en el Artículo 4 se señala que el FBP es la relación de la máxima demanda del sistema

eléctrico y la potencia teórica coincidente del sistema de distribución. La máxima demanda a nivel de

media tensión del sistema de distribución eléctrica es el ingreso de potencia a media tensión menos el

exceso de pérdidas de potencia, y el ingreso de potencia a media tensión es multiplicado por el

FCVV, es decir que el ingreso de potencia a media tensión se incrementa por efecto del FCVV y por


consiguiente se incrementa la máxima demanda, para finalmente reflejarse dicho incremento en el

factor FBP.

Tomar en cuenta el FCVV y afectar el VAD directamente por el FBP, se estaría cumpliendo el

objetivo de ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia a partir de las compras eficientes, pues se

estaría contemplando el crecimiento del sistema eléctrico.

El Proyecto de Norma del Manual del FBP no contempla modificación alguna respecto al cálculo del

FCVV, por lo que consideramos que no se está introduciendo elementos nuevos, salvo precisiones

respecto a la información a utilizar.


6. Propuesta de Norma

Se adjunta en Anexo, el proyecto de Norma de “Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para

el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)”, con las mejoras e

incorporaciones señaladas en el punto anterior, para su publicación.

Lima, 19 de noviembre 2015

[lgrajeda]


Anexo

Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del

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

CAPÍTULO PRIMERO

Disposiciones Generales

Artículo 1.- Sistemas eléctricos en que se calcula el FBP, periodicidad de cálculo, y

presentación de información

1.1. El Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP), se determinará

anualmente para cada sistema eléctrico con demanda máxima, en hora punta, mayor a 12

MW y que además tenga un factor de carga anual a nivel de Media Tensión (MT) mayor a

0,55. El factor de carga se calcula como el cociente de la potencia media anual registrada y

potencia máxima anual.

1.2. El FBP se calculará con la información correspondiente al periodo anual anterior (enero-

diciembre) y tendrá vigencia a partir del 1 de mayo de cada año.

1.3. Las empresas de distribución eléctrica presentarán a Osinergmin para la aprobación del

respectivo FBP, la información sustentatoria de acuerdo a los procedimientos, formatos,

medios y plazo establecidos en el presente manual.

Artículo 2.- Procedimientos

El FBP tiene como objetivo ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia a partir de las compras

eficientes. Estas incluyen pérdidas de potencia de los sistemas de distribución iguales a las

reconocidas por Osinergmin.

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

a) El reajuste de las compras de energía y potencia por exceso de las pérdidas no reconocidas

correspondientes al sistema de distribución o defecto por las pérdidas reconocidas del sistema

de distribución.

b) El cálculo del FBP anual aplicable como promedio de los FBP mensuales, determinados con la

información comercial del año anterior.

c) El uso de los factores de expansión de pérdidas, coincidencia y contribución a la punta

establecidos por Osinergmin.

d) El Cálculo de la potencia coincidente en horas punta del alumbrado público en función de:

- La facturación mensual de alumbrado público, limitada por el porcentaje de facturación

máxima según artículo 184° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

- El precio medio de la tarifa BT5C-AP, o aquella que la sustituya, publicada por la empresa

para el mes correspondiente. En caso que en determinado mes haya más de un pliego

tarifario, el precio medio aplicable será el promedio ponderado de ambos pliegos tarifarios,

considerando el número de días de vigencia de cada pliego.

- Horas de utilización diaria del parque de alumbrado público: Máximo 12 horas.


CAPÍTULO SEGUNDO

Cálculo del FBP

Artículo 3.- Metodología de cálculo del FBP

EI Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP), será aplicable a todas las

concesionarias de distribución eléctrica para las cuales se calcula y fija el FBP, las mismas que

deberán contar con información del 100% de los registros de los consumos de energía y potencia

(cada 15 minutos) de los usuarios de los mercados regulado y libre conectados en los niveles de

tensión MAT, AT y MT, no debiéndose considerar aquellos que no se les factura el cargo del VAD.

Artículo 4.- Fórmulas de cálculo del FBP y uso de Formato

4.1. El FBP aplicable al Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) se

calculará de acuerdo a la siguiente expresión:

MT

VADMTPTC

MDFBP

(Fórmula 1)

4.2. El FBP aplicable al Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT) se calculará

de acuerdo a la siguiente expresión:

BT

MTMTVADBT

PTC

PDCDCMDFBP

(Fórmula 2)

4.3. En las Fórmulas 1 y 2, se entiende por:

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 media tensión

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

4.4. La DCMT se calculará a partir de los registros de potencia de los clientes libres en MT y los

clientes con opciones tarifarias MT2, MT3 y MT4.

4.5. Las PDCMT se calcularán a partir de las pérdidas de potencia del sistema eléctrico de

distribución considerando la proporción de las ventas de energía en media tensión y las

ventas de energía en baja tensión con sus pérdidas asociadas.

4.6. Para el cálculo del FBP deberá utilizarse el Formato FBP del Anexo 1.


Artículo 5.- Potencia Teórica Coincidente (PTC)

5.1. La potencia teórica coincidente a nivel de media tensión (PTCMT) se calculará de acuerdo a

la siguiente expresión:

PPRPTCMPTCBPTCMT

(Fórmula 3)

5.2. La potencia teórica coincidente a nivel de baja tensión (PTCBT) se calculará de acuerdo a la

siguiente expresión:

PPMT*PTCBPTCPTC MTMTBT

(Fórmula 4)

5.3. En las Fórmulas 3 y 4, se entiende por:

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

Artículo 6.- Parámetros de Cálculo de la Potencia Teórica Coincidente de las Tarifas Binomias

(PTCB)

6.1. La PTCB se calcula a partir de la potencia facturada a los clientes con opciones tarifarias

MT2, MT3, MT4, BT2, BT3 y BT4, la potencia facturada a los clientes libres en MT

(código MT1) y en BT (código BT1), y los factores de coincidencia y contribución a la

punta vigentes.

BTMT PTCBPTCBPTCB

(Fórmula 5)

dFP4MTdP4MT

dFP3MTdP3MT2MTMT1MT

CMTFPPCMTPPP

CMTFPPCMTPPPFCPPMTPFCPPMTPPTCB

(Fórmula 6)

CBTFPP CBTPPP

CBTFPP CBTPPP FCPPBTP FCPPBTPPTCB

dFP4BTdP4BT

dFP3BTdP3BT2BTBT1BT

(Fórmula 7)


6.2. En las Fórmulas 5, 6 y 7, se entiende por:


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 de punta

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 de punta

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 de punta

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 de punta

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

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

CMTPPd = Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia

por uso de redes de distribución

CMTFPd = Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta para la

potencia por uso de redes de distribución

CBTPPd = Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia por

uso de redes de distribución

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

potencia por uso de redes de distribución

6.3. Los factores FCPPMT y FCPPBT aplicables para el cálculo de la potencia teórica

coincidente de los clientes libres en MT y BT, serán los establecidos por la Resolución

vigente del Valor Agregado de Distribución o los que establezca Osinergmin a solicitud de

las empresas de distribución eléctrica.

Artículo 7.- Parámetros de Cálculo de la Potencia Teórica Coincidente de las Tarifas

Monomias (PTCM)

7.1. La PTCM se calcula a partir de la energía en horas punta facturada a los clientes con opción

tarifaria BT5A, la energía facturada a los clientes con opción tarifaria BT5B, BT5D, BT5E,

la energía facturada por alumbrado público (opción tarifaria BT5C-AP), la potencia

facturada a los clientes con opción tarifaria BT6 y la energía facturada a los clientes con

opción tarifaria BT7. Para la determinación de la potencia teórica coincidente de las

opciones tarifarias BT5A y BT5B se considera el número de horas en baja tensión para las

horas punta (NHUBTPP) y el número de horas de uso en baja tensión (NHUBT)

respectivamente del sector típico correspondiente.


NHUBTPRE

EP

NHUBTAP

E

NHUBT

E

NHUBTPP

EHP

NHUBTPP

EHPPTCM 7BT

6BTAPC5BTE5BTD5BTB5BT

B

B-BT5A

A

A-BT5A

(Fórmula 8)

7.2. En la Fórmulas 8, se entiende por:


EHPBT5A-A = Energía facturada en horas de punta con opción tarifaria BT5A-A de usuarios de baja tensión con

demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta

EHPBT5A-B = Energía facturada en horas de punta con opción tarifaria BT5A de usuarios de baja tensión con

demanda máxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta

EBT5B+BT5D+BT5E = Energía facturada de la opción tarifaria BT5B, BT5D y BT5E

EBT5C-AP = Energía facturada por alumbrado público de la opción tarifaria BT5C-AP

PBT6 = Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT6

EBT7 = Energía facturada de la opción tarifaria BT7

NHUBTPPA = Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del

bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima

mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.

NHUBTPPB = Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del

bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima

mensual de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

NHUBT = Número de horas de uso en baja tensión (opción tarifaria BT5B, BT5D y BT5E)

NHUBTAP = Número de horas de uso para el cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de

distribución del servicio de alumbrado público

NHUBTPRE = Número de horas de uso para el cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de

distribución de usuarios del servicio prepago en baja tensión

Artículo 8.- Parámetros de Cálculo para Pérdidas de Potencia Reconocidas (PPR)

8.1. Las PPR para media y baja tensión se calculan considerando los factores de expansión de

pérdidas de potencia de la regulación vigente a la fecha de fijación del FBP en cada nivel de

tensión.

BTMT PPRPPRPPR

(Fórmula 9)

)1PPMT()PPRPTCMPTCB(PPR BTMT

(Fórmula 10)

)1PPBT()PTCMPTCB(PPR BTBT

(Fórmula 11)

8.2. En las Fórmulas 9, 10 y 11, se entiende por:



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

Artículo 9.- Parámetros de Cálculo para la Máxima Demanda (MD)

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

igual a:

EDPIPMTMD

(Fórmula 12)

Donde:

IPMT = Ingreso de potencia a media tensión

EDP = Exceso o defecto de pérdidas de potencia

Artículo 10.- Parámetros de Cálculo para la Máxima Demanda (MD) respecto al Ingreso de

Potencia a Media Tensión (IPMT)

10.1. El Ingreso de Potencia a Media Tensión (IPMT), corresponde a la máxima demanda en barra

de MT y se obtiene de la siguiente manera:

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

(Fórmula 13)

Donde:

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

(Fórmula 14)

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

(Fórmula 15)

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

en AT2)

(Fórmula 16)

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

(Pérdidas en MAT)

(Fórmula 17)

10.2. En las Fórmulas 13 al 17, se entiende por:


MAT = Muy alta tensión

AT = Alta tensión

AT1 = Cliente libre en alta tensión

AT2 = Cliente regulado en alta tensión

FCVV = Factor de crecimiento vegetativo

10.3. El IPMT admitirá un factor FCVV que permite referir la máxima demanda mensual a la

máxima demanda anual. El valor de dicho factor será propuesto por cada empresa de

acuerdo a la metodología del Capítulo Tercero de la presente norma.

Artículo 11.- Parámetros de Cálculo para la Máxima Demanda (MD) respecto al Exceso o

Defecto de Pérdidas de Potencia (EDP)

El EDP se determina a partir de la diferencia entre las pérdidas reales de energía y las pérdidas

reconocidas (Energía). El valor mínimo del EDP se determina con la fórmula siguiente:

1000fcH

EnergíaEDP

m

(Fórmula 18)

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


CAPÍTULO TERCERO

Metodología de cálculo del Factor de Crecimiento Vegetativo y Variación de la Demanda

(FCVV)

Artículo 12.- El FCVV y crecimiento del sistema eléctrico

12.1. El FCVV toma en cuenta el crecimiento vegetativo y la variación de la demanda durante el

periodo anual que permite referir la máxima demanda mensual a la máxima demanda anual.

12.2. Para el cálculo del factor FCVV debe determinarse si el sistema eléctrico tuvo un

crecimiento vegetativo o expansivo.

12.3. Un sistema eléctrico tiene un crecimiento vegetativo cuando la tasa anual de crecimiento de

los clientes no supera la tasa anual de crecimiento poblacional.

12.4. Un sistema eléctrico tiene un crecimiento expansivo cuando la tasa anual de crecimiento de

los clientes supera la tasa anual de crecimiento poblacional.

Artículo 13.- Tasa de crecimiento poblacional

13.1 La tasa de crecimiento poblacional a utilizar corresponde al valor que más se ajuste al

mercado del sistema eléctrico, definido este en base a los distritos que atiende. Para la

determinación de la tasa de crecimiento poblacional se utilizará la última información

disponible, publicada por el INEI, ya sea resultados censales o boletines especiales con

información poblacional a nivel de distrito.

13.2. El cálculo del FCVV y la tasa de crecimiento poblacional deberán ser presentados por las

empresas en la misma oportunidad que soliciten la aprobación del FBP.

13.2. La tasa anual de crecimiento poblacional del área de influencia de cada sistema eléctrico, la

cual está constituida por los distritos que atiende, considerando que algunos distritos son

compartidos con otros sistemas eléctricos, se determina la ponderación respectiva, en base a

la información reportada por las propias empresas en la Base de Datos del FOSE.

13.3. En el caso que la tasa anual de crecimiento poblacional calculada considere valores

negativos, el periodo de corte será en forma mensual en el cálculo del FCVV.

Artículo 14.- Cálculo del FCVV para Sistemas eléctricos con crecimiento vegetativo

El FCVV se calcula a partir de la siguiente fórmula:

12

Mensual IPMT

Anual Máximo IPMT

FCVV

12

1i i

(Fórmula 19)


Artículo 15.- Cálculo del FCVV para Sistemas eléctricos con crecimiento expansivo

Previamente al cálculo del FCVV se divide el periodo anual en periodos con crecimiento vegetativo.

Un periodo con crecimiento vegetativo se determina cuando la tasa de crecimiento de los clientes en

un determinado mes supera la tasa anual de crecimiento poblacional. A partir de este mes se inicia

un nuevo período y se determina un nuevo período con crecimiento vegetativo. El análisis termina

cuando se alcanza el mes 12.

El FCVV se calcula a partir de la siguiente fórmula:

12

MensualIPMT

o ndel PeriodMáximoIPMT

...12

MensualIPMT

1o del PeriodMáximoIPMT

FCVV

Pn

1i i

1P

1i i

(Fórmula 20)

Donde:

Pn = Número de meses del período n

n = Número de períodos

P1 + P2 + P3 +…Pn = 12

CAPÍTULO CUARTO

Formatos, medios y entrega de información

Artículo 16.- Formatos

16.1. La información sustentatoria que deberán remitir obligatoriamente las empresas de

distribución por cada sistema eléctrico se realizará a través de lo previsto en el Anexo 1,

según el siguiente detalle:

a) Diagrama Unifilar: Diagrama unifilar del sistema de transmisión secundaria de la

empresa de distribución indicando los sistemas de distribución eléctrica, puntos de

compra de energía y potencia, y puntos de medición de las empresas de generación y

distribución, así como de los alimentadores de media tensión que salen de la SET de

Transmisión.

b) Tabla N° 1: Información de los registros de medición de cada 15 minutos de las

compras por sistema eléctrico de los distribuidores.

c) Tabla N° 2: Información de los registros de medición de cada 15 minutos de la

generación propia de los distribuidores.

d) Tabla N° 3: Información del porcentaje de pérdidas por Nivel de Tensión de las

instalaciones del distribuidor.

e) Tabla N° 4: Información de los registros de medición de las ventas de cada 15 minutos

de los clientes libres y regulados en media y alta tensión.

f) Tabla N° 5: Información de Alumbrado público.

g) Reporte FBP: Balance mensual de energía y potencia en horas punta (FBPVADMT y

FBPVADBT).


16.2. El Reporte FBP deberá ser generado por el sistema de información que OSINERGMIN

pondrá a disposición de las empresas. Transitoriamente, las empresas de distribución

deberán alcanzar el mencionado reporte en formato de hoja de cálculo.

Artículo 17.- Medios

Las empresas remitirán la información del Anexo 1 en medio impreso y archivos digitales (hojas

electrónicas, base de datos, etc.) de acuerdo a lo siguiente:

Formato Medio

Impreso

Archivos

Digitales

Diagrama Unifilar

(1)

Tabla N° 1

Tabla N° 2

Tabla N° 3

Tabla N° 4

Tabla N° 5

Reporte FBP (2)

(1) Se alcanzará con frecuencia anual, al ingreso de un nuevo sistema eléctrico o cuando se haya modificado el

diagrama unifilar del sistema eléctrico

(2) Se alcanzará dicho reporte el mismo que será generado por el sistema de información.

Artículo 18.- Periodicidad de Remisión y Plazo de Entrega de la Información

18.1. La periodicidad de remisión de la información será mensual. El plazo de entrega de la

información será dentro de los treinta (30) días calendario de cierre de cada mes.

18.2. Adicionalmente, las empresas deberán solicitar anualmente a Osinergmin la aprobación del

FBP a más tardar el 15 de febrero de cada año.


DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Primera.- Para la primera fijación del FBP que se efectúe después de la entrada en vigencia de la

presente norma, amplíese hasta el 16 de marzo del 2016 el plazo para la presentación de la solicitud

de aprobación a que se refiere el Artículo 18.2.

Segunda.- Metodología Transitoria de Cálculo del FBP para las concesionarias que no cuenten

con información completa

Hasta diciembre del 2016, para aquellas concesionarias de distribución eléctrica que no cuenten con

información del 100% de los registros de los consumos de energía y potencia (cada 15 minutos) de

los usuarios de los mercados regulado y libre conectados en los niveles de tensión MAT, AT y MT,

el cálculo del FBP, formato a utilizar, Potencia Teórica Coincidente y Parámetros de cálculos

aplicables, se regirán por las disposiciones que se indican en el Anexo 2.


ANEXO 1

DIAGRAMA UNIFILAR, TABLAS Y FORMATO PARA LA REMISIÓN DE LA

INFORMACIÓN


DIAGRAMA UNIFILAR


TABLAS

Tabla 1: Información de los registros de cada 15 minutos de las compras por sistema eléctrico de los

distribuidores

CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITU

D EJEMPLO

1 Mes Numérico 2 12

2 Código de empresa Alfanumérico 4 EDLN

3 Código de suministrador Alfanumérico 4 EGEN

4 Código de barra de compra Alfanumérico 6 B0015

5 Código de sistema eléctrico Alfanumérico 6 SE0006

6 Fechahora Alfanumérico 12 201405011215

7 Energía Numérico 9,2 2145,23

Tabla 2: Información de los registros de cada 15 minutos de la generación propia de los distribuidores


D EJEMPLO



3 Código de central eléctrica Alfanumérico 4 C0018





Tabla 3: Información del porcentaje de pérdidas por Nivel de Tensión de las instalaciones del distribuidor


D EJEMPLO




4 Porcentaje de pérdidas de energía referido al ingreso total

de energía en MAT Numérico 2,1 0,12

5 Porcentaje de pérdidas de energía referido al ingreso total

de energía en AT Numérico 2,1 0,12

6 Porcentaje de pérdidas de potencia referido al ingreso total

de potencia en MAT Numérico 2,1 0,12

7 Porcentaje de pérdidas de potencia referido al ingreso total

de potencia en AT Numérico 2,1 0,12


Tabla 4: Información de los registros de las ventas de cada 15 minutos de los clientes libres y regulados en

media y alta tensión.


D EJEMPLO



3 Código de suministro Alfanumérico 7 2541688




El código de suministro se tomará de la Base de Datos del FOSE.

Para el caso de los clientes regulados, se tomará el código de barra donde inicia las instalaciones de

distribución

Tabla 5: Información de Alumbrado público


D EJEMPLO



3 Fecha Alfanumérico 5 201504

4 Facturación Numérico 9,2 2546,23

5 Cargo AP Numérico 2,2 38,12

Adicionalmente para las ventas en baja tensión, se tomará de la información de la Base de Datos del FOSE

(Tablas: Clientes, FOSE01 y FOSE02)


FORMATO

Formato FBP generado por el sistema de información

Balance Mensual de Energía y Potencia en Horas Punta

Empresa: Año:

Sistema Eléctrico: Mes:

Sector Típico: Día y Hora de Máxima Demanda:

Descripción Energía (MWh) Potencia en HP Factor de Factor de Demanda

(kW) Carga Coincidencia Coincidente (1)

Muy Alta Tensión (MAT)

Ingreso a MAT

Ventas en MAT

Pérdidas en MAT

Alta Tensión (AT)

Ingreso a AT desde MAT

Compras en AT

Total Ingreso a AT

Ventas en AT

AT1

AT2

Pérdidas en AT

Media Tensión (MT)

Ingreso a MT desde AT

Compras en MT

Generación Propia

Total Ingreso a MT

FCVV IPMT

Ingreso Real Mercado Regulado

Exceso o Defecto de Pérdidas EDP

MD

DCM T

PDCM T

Descripción Energía (MWh) Potencia en HP Factor de Factor de Demanda

(kW) Coincidencia Contribución HP Coincidente

Mercado Regulado y Libre

Ingreso Teórico a MT PTCM T

PTCB T

Media Tensión (MT)

Ventas Mercado Regulado y Libre

MT1

MT2

MT3P

MT3FP

MT4P

MT4FP

PTCBM T

Pérdidas Reconocidas en MT PPRM T

Baja Tensión (BT)

Ventas Mercado Regulado

BT1

BT2

BT3P

BT3FP

BT4P

BT4FP

PTCBB T

BT5A-A

BT5A-B

BT5B

BT5C-AP

BT5D

BT5E

BT6

BT7

PTCM

Pérdidas Reconocidas en BT PPRB T

Factores de Expansión de Pérdidas PTCB

PEMT PTCM

PPMT PPR

PESED

PPSED

PEBT

PPBT FBPV A D M T

PEBTCO FBPV A D B T

PPBTCO

Número de Horas de Uso (Medidores Simples)

NHUBTPP

NHUBT

NHUBTPPB

NHUBTAP

NHUBTPRE

(1) La demanda en el ingreso a M T, compras en AT, compras en M T y autoproducción en M T deben corresponder al día y hora de máxima demanda del sistema.


ANEXO 2

Metodología Transitoria de Cálculo del FBP para las concesionarias que no cuenten con información

completa


Metodología Transitoria de Cálculo del FBP para las concesionarias que no cuenten con

información completa

Hasta diciembre del año 2016, para aquellas concesionarias de distribución eléctrica que no cuenten

con información del 100% de los registros de los consumos de energía y potencia (cada 15 minutos)

de los usuarios de los mercados regulado y libre conectados en los niveles de tensión MAT, AT y

MT, el cálculo del FBP, formato a utilizar, Potencia Teórica Coincidente y Parámetros de cálculos

aplicables, se regirán por las disposiciones que se indican a continuación.

Fórmula de cálculo

El FBP es igual a la relación entre la máxima demanda eficiente (MD) y la potencia teórica

coincidente (PTC) del sistema eléctrico de distribución a nivel de media tensión.

PTC

MDFBP

(Fórmula 21)

Donde:

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

PTC = Potencia teórica coincidente del sistema eléctrico de distribución

Formato

Deberá utilizarse el Formato FBP12-B que se utilizó hasta antes de la entrada en vigencia de la

presente norma.

Potencia Teórica Coincidente (PTC)

La potencia teórica coincidente (PTC) se calcula a nivel de media tensión del sistema eléctrico de

distribución.

PPRPTCMPTCBPTC

(Fórmula 22)

Donde:




Parámetros de Cálculo

Para el cálculo del FBP a que se refiere este Anexo, serán de aplicación los parámetros previstos en

los Artículos 6 al 11 de la presente norma.

modificación del manual de procedimientos, formatos y

Documents