567542 NORMAS LEGALES Domingo 29 de noviembre de 2015 / El Peruano 567543 NORMAS LEGALES Domingo 29 de noviembre de 2015 El Peruano / Aprueban la Norma "Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)" RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 281-2015-OS/CD Lima, 24 de noviembre de 2015 CONSIDERANDO: Que, de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 147º del Reglamento domingo, noviembre 29, 2015

567542 NORMAS LEGALES Domingo 29 de noviembre de 2015 / El Peruano 567543 NORMAS LEGALES Domingo 29 de noviembre de 2015 El Peruano / Aprueban la Norma "Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)"
RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº 281-2015-OS/CD
Lima, 24 de noviembre de 2015
CONSIDERANDO:

Que, de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 147º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo 009-93-EM, el OSINERGMIN al determinar los Valores Agregados de Distribución, considerará factores de simultaneidad que ajuste la demanda total de la concesión a la suma de la potencia contratada con sus usuarios y las respectivas pérdidas y será expresado como un cargo por unidad de potencia. Dichos factores son lo que se conocen como
FBP;

Que, mediante Resolución OSINERG Nº 555-2002-OS/CD, publicada el 15 de marzo del 2002, se aprobó el Manual para el cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP);

Que, luego de 12 años de aplicación del Manual a que se refiere el considerando precedente, se requiere la aprobación de una nueva norma que introduzca las mejoras necesarias derivadas de los avances tecnológicos y de la información disponible, especialmente en los rubros referidos a: (i) la información extraída de medidores electrónicos, lo que incide en un cálculo más exacto, por cuanto responderá fundamentalmente a mediciones y no a metodologías de aproximaciones (ii) Simplificación de formatos y remisión de información (iii) factor de carga para selección de sistemas eléctricos que evite distorsión por consumos estacionales (iv) precisión sobre fuente de información a utilizar;

Que, en tal sentido, mediante Resolución Nº 279-2014-OS/CD, se publicó 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)", de conformidad con lo establecido en el Artículo 25º del Reglamento General de Osinergmin, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, concordado con el Artículo 14º del Decreto Supremo Nº 001-2009-JUS;

Que, la Resolución Nº 279-2014-OS/CD otorgó un plazo de quince (15) días calendario, contados desde el día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan sus comentarios y sugerencias a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria;

Que, los comentarios y sugerencias presentados han sido analizados en el Informe Técnico Nº 682-2015-GART, habiéndose acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la norma, correspondiendo la aprobación final de la misma;

Que, se ha emitido el Informe Técnico Nº 682-2015-GART y el Informe Legal Nº 683-2015-GART elaborado por la División de Distribución Eléctrica y la Coordinación Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, respectivamente, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3º, de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; y Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesión Nº 40-2015.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar la Norma "Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)", que como Anexo forma parte integrante de la presente Resolución.

Artículo 2º.- La presente Resolución y su Anexo deberán ser publicados en el diario oficial El Peruano y consignados en la página Web de OSINERGMIN: www. osinergmin.gob.pe, conjuntamente con los Informes Nº 682-2015-GART y Nº 683-2015-GART.

Artículo 3º.- 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 Osinergmin Nº 555-2002-OS/CD y sus modificatorias.

Artículo 4º.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del día siguiente de su publicación en el diario oficial El Peruano.

JESÚS TAMAYO PACHECO
Presidente del Consejo Directivo Osinergmin 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 184º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

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Domingo 29 de noviembre de 2015 / El Peruano - 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
VADMT
PTC
MD
FBP
...........(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
MT MT
VADBT
PTC
PDC DC MD
FBP
...........(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:

PPR PTCM PTCB PTC
MT
...........(Fórmula 3)
5.2. La potencia teórica coincidente a nivel de baja tensión (PTCBT) se calculará de acuerdo a la siguiente expresión:

PPMT * PTCB PTC PTC
MT MT BT
...........(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.

BT MT
PTCB PTCB PTCB
......(Fórmula 5)
d FP 4 MT d P 4 MT d FP 3 MT
d P 3 MT 2 MT MT1 MT
CMTFP P CMTPP P CMTFP P
CMTPP P FCPPMT P FCPPMT P PTCB
u  u  u  u  u  u ......(Fórmula 6)
CBTFP P CBTPP P CBTFP P
CBTPP P FCPPBT P FCPPBT P PTCB
d FP 4 BT d P 4 BT d FP 3 BT
d P 3 BT 2 BT BT1 BT
u  u  u  u  u  u ......(Fórmula 7)
6.2. En las Fórmulas 5, 6 y 7, se entiende por:

PTCB = Potencia teórica coincidente de las tarifas binomias 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
CMTPP
d = Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia por uso de redes de distribución
CMTFP
d = 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
CBTPP
d = Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia por uso de redes de distribución
CBTFP
d = 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 567545 NORMAS LEGALES
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El Peruano / 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
E
P
NHUBTAP
E
NHUBT
E
NHUBTPP
EHP
NHUBTPP
EHP
PTCM
7 BT
6 BT
AP C 5 BT
E 5 BT D 5 BT B 5 BT
B
B - BT5A
A
A - BT5A
.......(Fórmula 8)
7.2. En la Fórmulas 8, se entiende por:

PTCM = Potencia teórica coincidente de las tarifas monomias
EHP
BT5A-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
EHP
BT5A-B
= Energía facturada en horas de punta con opción tarifaria BT5A-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
E
BT5B+BT5D+BT5E
= Energía facturada de la opción tarifaria BT5B, BT5D y BT5E
E
BT5C-AP
= Energía facturada por alumbrado público de la opción tarifaria BT5C-AP
P
BT6
= Potencia facturada a clientes con opción tarifaria BT6
E
BT7
= Energía facturada de la opción tarifaria BT7
NHUBTPP = 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.

NHUBTPP = 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.

BT MT
PPR PPR PPR
.......(Fórmula 9)
) 1 PPMT ( ) PPR PTCM PTCB ( PPR
BT MT
u ......(Fórmula 10)
) 1 PPBT ( ) PTCM PTCB ( PPR
BT BT
u .......(Fórmula 11)
8.2. En las Fórmulas 9, 10 y 11, se entiende por:

PPR = Pérdidas de potencia reconocidas 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:

EDP IPMT MD  ...........(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 T ercero 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:

1000
fc H
Energía
EDP
m u u '
...........(Fórmula 18)
Donde:

EDP = Exceso o defecto de pérdidas de potencia a nivel de MT en kW
ΔEnergía = Pérdidas reales de energía menos las pérdidas reconocidas en MW.h
H
m = Número de horas del mes fc = Factor de carga del sistema a nivel de MT
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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 infl uencia 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
1 i 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
Mensual IPMT
o n del Period Máximo IPMT
...

12
Mensual IPMT
1 o del Period Máximo IPMT
FCVV
Pn 1 i i 1 P
1 i 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 Nº 1: Información de los registros de medición de cada 15 minutos de las compras por sistema eléctrico de los distribuidores.
c) Tabla Nº 2: Información de los registros de medición de cada 15 minutos de la generación propia de los distribuidores.
d) Tabla Nº 3: Información del porcentaje de pérdidas por Nivel de Tensión de las instalaciones del distribuidor.
e) Tabla Nº 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 Nº 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 Nº 1 
Tabla Nº 2 
Tabla Nº 3 
Tabla Nº 4 
Tabla Nº 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.

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TABLAS
Tabla 1: Información de los registros de cada 15 minutos de las compras por sistema eléctrico de los distribuidores
CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITUD 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
CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITUD EJEMPLO
1 Mes Numérico 2 12
2 Código de empresa Alfanumérico 4 EDLN
3
Código de central eléctrica Alfanumérico 4 C0018
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 3: Información del porcentaje de pérdidas por Nivel de Tensión de las instalaciones del distribuidor
CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITUD EJEMPLO
1 Mes Numérico 2 12
2 Código de empresa Alfanumérico 4 EDLN
3 Código de sistema eléctrico Alfanumérico 6 SE0006
4
Porcentaje de pérdidas de energía referido al ingreso total de energía en MAT
Numérico 2,1 0,12
CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITUD EJEMPLO
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.

CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITUD EJEMPLO
1 Mes Numérico 2 12
2 Código de empresa Alfanumérico 4 EDLN
3 Código de suministro Alfanumérico 7 2541688
4 Código de barra de compra Alfanumérico 6 B0015
5 Fechahora Alfanumérico 12 201405011215
6 Energía Numérico 9,2 2145,23
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
CAMPO DESCRIPCIÓN TIPO LONGITUD EJEMPLO
1 Mes Numérico 2 12
2 Código de empresa Alfanumérico 4 EDLN
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)
ANEXO 1
DIAGRAMA UNIFILAR, TABLAS Y FORMATO PARA LA REMISIÓN DE LA INFORMACIÓN
DIAGRAMA UNIFILAR
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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 ED P
MD
DCMT
PDCMT
Descripción Energía (MWh) Potencia en HP Factor de Factor de Demanda (kW) Coincidencia Contribución HP Coincidente Mercado Regulado y Libre Ingreso Teórico a MT PTCMT
PTCBT
Media Tensión (MT)
Ventas Mercado Regulado y Libre
MT1
MT2
MT3P
MT3FP
MT4P
MT4FP
PTCBMT
Pérdidas Reconocidas en MT PPRMT
Baja Tensión (BT)
Ventas Mercado Regulado
BT1
BT2
BT3P
BT3FP
BT4P
BT4FP
PTCBBT
BT5A-A
BT5A-B
BT5B
BT5C-AP
BT5D
BT5E
BT6
BT7
PTCM
Pérdidas Reconocidas en BT PPRBT
Factores de Expansión de Pérdidas PTCB
PEMT PTCM
PPMT PPR
PESED
PPSED
PEBT
PPBT FBPVADM T
PEBTCO FBPVADBT
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.

567549 NORMAS LEGALES
Domingo 29 de noviembre de 2015
El Peruano /
ANEXO 2
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
MD
FBP
...........(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.

PPR PTCM PTCB PTC   ...........(Fórmula 22)
Donde:

PTCB = Potencia teórica coincidente de las tarifas binomias PTCM = Potencia teórica coincidente de las tarifas monomias PPR = Pérdidas de potencia reconocidas 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.

EXPOSICIÓN DE MOTIVOS
El Manual de cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) que ha estado vigente durante los últimos 12 años, se aprobó en un contexto en que el parque de medidores era por lo general de tipo convencional, en las opciones tarifarias: MT2, MT3, MT4, BT2, BT3 y BT4. Actualmente el parque de medidores para dichas opciones tarifarias es predominantemente de medidores electrónicos, en los cuales se pueden registrar los consumos de energía y potencia. La nueva norma considera para el cálculo del FBP la información que se extrae de medidores electrónicos, lo cual involucra que el cálculo será más exacto, por cuanto responderá fundamentalmente a mediciones y no a metodologías de aproximaciones.

En la norma vigente se utilizan 12 formatos que responde a amplia información necesaria para el cálculo.

En el proyecto normativo el requerimiento se ha reducido a un solo formato impreso y 5 tablas digitales, de modo que determinada información ya no se solicitará para el FBP, por cuanto la mayoría de información ya se tiene disponible en otras bases de datos, tales como las del FOSE y el SICOM.

Asimismo, de la experiencia recogida, se considera conveniente introducir en el proyecto el factor de carga de 0,55 como requisito para seleccionar los sistemas eléctricos sujetos a cálculo del FBP, para evitar de este modo la distorsión de consumos estacionales.

Por lo expuesto, se requiere la aprobación de un nuevo "Manual de Procedimientos, Formatos y Medios para el Cálculo del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Hora de Punta (FBP)", que introduzca las mejoras necesarias derivadas de los avances tecnológicos y de la información disponible.

El proyecto normativo, materia de la presente exposición de motivos, cumple con los objetivos indicados.