10/16/2019

Fijan Valores Agregados Distribución Periodo 01 RCDOSIEMO OSINERGMIN

Organismos Reguladores, Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria
Fijan Valores Agregados de Distribución para el periodo del 01 de noviembre de al 31 de octubre de 2023, a diversas empresas concesionarias de distribución eléctrica
RCDOSIEMO 168-2019-OS/CD
Lima, 11 de octubre de 2019
VISTOS:

Los Informes Nº 0503-2019-GRT y Nº 0502-2019-GRT, elaborados por la División de Distribución Eléctrica y la Asesoría Legal, respectivamente, de Gerencia de Regulación de Tarifas (en adelante &quo…
Organismos Reguladores, Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria
Fijan Valores Agregados de Distribución para el periodo del 01 de noviembre de al 31 de octubre de 2023, a diversas empresas concesionarias de distribución eléctrica
RCDOSIEMO 168-2019-OS/CD
Lima, 11 de octubre de 2019
VISTOS:

Los Informes Nº 0503-2019-GRT y Nº 0502-2019-GRT, elaborados por la División de Distribución Eléctrica y la Asesoría Legal, respectivamente, de Gerencia de Regulación de Tarifas (en adelante "GRT") del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante "Osinergmin").

CONSIDERANDO:



Que, Osinergmin, de conformidad con el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante "LCE"), fijó los Valores Agregados de Distribución para el periodo 01 de noviembre de 2013 al 31 de octubre de 2017, a través de la Resolución Osinergmin Nº 203-2013-OS/CD, modificada por las Resoluciones Osinergmin Nº 256-2013-OS/CD y Nº 259-2013-OS/CD;

Que, mediante Resolución Ministerial Nº 530-2016-MEM/DM, se prorrogó hasta el 31 de octubre de 2019, la vigencia del Valor Agregado de Distribución (en adelante "VAD") correspondiente al período 2013-2017
de: Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A. (Electrocentro), Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste S.A. (Electronoroeste), Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S.A. (Electronorte), Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio S.A. (Hidrandina), Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad de Puno S.A.A. (Electro Puno), Electro Sur Este S.A.A. (Electro Sur Este), Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electrosur S.A. (Electrosur), Empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (Seal), Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. (Adinelsa), Electro Oriente S.A. (Electro Oriente) y Electro Ucayali S.A. (Electro Ucayali);


Que, en el Artículo 66 de la LCE se establece que el VAD se calcula individualmente para cada empresa concesionaria de distribución eléctrica que preste servicio a más de 50 000 suministros, de acuerdo al procedimiento que fije su reglamento, y que, para las demás empresas concesionarias, se calcula de forma agrupada, conforme a lo aprobado por el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de Osinergmin, de acuerdo al procedimiento que fije el referido reglamento;


Que, el Artículo 67 de la LCE, dispone que los componentes del VAD se calculan mediante estudios de costos presentados por los concesionarios de distribución, de acuerdo con los Términos de Referencia estandarizados que son elaborados por Osinergmin (en adelante "Términos de Referencia"), los cuales han sido aprobados mediante la Resolución Osinergmin Nº 225-2017-OS/CD;

Que, considerando la normativa señalada, y de acuerdo a lo establecido en el Artículo 73 de la LCE, que establece que las tarifas y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia de cuatro años, corresponde a Osinergmin, en esta oportunidad, establecer el VAD para el periodo 2019-2023 para las empresas concesionarias antes mencionadas;

Que, mediante la Resolución Osinergmin Nº 080-2012-OS/CD, el Consejo Directivo de Osinergmin aprobó la Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, en la cual se incorpora como Anexo B.1.1 el "Procedimiento para Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución (VAD)";

Que, el procedimiento se ha venido desarrollando cumpliendo todas las etapas previstas en el mismo, tales como la presentación de los estudios de costos del VAD
por parte de las empresas concesionarias; la publicación de los referidos estudios de costos por la GRT en el portal de internet de Osinergmin; la convocatoria, la exposición y sustentación de los resultados finales por parte de las empresas, en las Audiencias Públicas de las Empresas; la formulación de las observaciones a los estudios de costos de conformidad con los Términos de Referencia, la LCE y la demás normativa aplicable; la presentación de la absolución de las observaciones y de los estudios de costos del VAD definitivos por parte de las empresas, que fueron analizados por la GRT; la publicación del proyecto de resolución de los Valores Agregados de Distribución y la relación de la información que la sustenta, la exposición y sustentación del proyecto de resolución publicado por parte de Osinergmin, en la Audiencia Pública Descentralizada de Osinergmin convocada por la GRT
y llevada a cabo en las ciudades de Arequipa, Trujillo e Iquitos; la presentación de las opiniones y sugerencias de los interesados respecto de la publicación del proyecto de resolución; y el análisis respectivo de Osinergmin;

Que, la LCE en su Artículo 68 dispone que, absueltas las observaciones o vencido el plazo sin que ello se realice, Osinergmin deberá establecer los VAD para cada concesión, utilizando Factores de Ponderación de acuerdo a las características de cada sistema, para luego, de conformidad a lo previsto en los Artículos 69 y 70 de la LCE, estructurar un conjunto de precios básicos para cada concesión; y, calcular la Tasa Interna de Retorno para cada concesionario que cuente con estudio individual del VAD y, en los demás casos, para conjuntos de concesionarios de conformidad con lo señalado en el Artículo 66 de la LCE, considerando para ambos casos un periodo de análisis de 25 años y evaluando los ingresos obtenidos con los precios básicos, los costos de explotación y el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución eléctrica e incorporando los beneficios obtenidos de los proyectos de innovación tecnológica;

Que, el Artículo 71 de la LCE establece que si las tasas antes calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79 de la LCE, los VAD que les dan origen serán definitivos, lo cual es el caso de la presente regulación; y en virtud a lo dispuesto en el Artículo 72 de la LCE y 151 de su Reglamento corresponde a Osinergmin, en cumplimiento de su función reguladora, establecer los Valores Agregados de Distribución y sus Fórmulas de Actualización, así como el factor de reajuste por mejoramiento de la calidad del servicio, de aplicación a partir del 01 de noviembre de para las empresas concesionarias mencionadas precedentemente, los que considerarán factores que ajusten la demanda total según lo previsto en los Artículos 139 y 147 del Reglamento de la LCE;

Que, Osinergmin de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 3 de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM; en los Artículos 27 y 52 literal v), de su Reglamento General aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y en el Artículo 22, inciso a) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, tiene el encargo de regular los Valores Agregados de Distribución;

Que, los Informes Nº 0503-2019-GRT y Nº 0502-2019-GRT forman parte integrante de la presente resolución y contienen los antecedentes, actividades desarrolladas y
resultados que sustentan la presente Fijación del VAD, complementando la motivación que sustenta la decisión del Consejo Directivo de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos;

De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 025-2007-EM; 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 y en el Texto Único Ordenado de la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por el Decreto Supremo Nº 004-2019-JUS; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas; y, Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión Nº 030-2019.

SE RESUELVE:



Artículo 1.- Fijación de los Valores Agregados de Distribución Fijar los Valores Agregados de Distribución a que se refiere el Artículo 43, incisos b) y d), y el Artículo 44 de la Ley de Concesiones Eléctricas, para el periodo del 01 de noviembre de al 31 de octubre de 2023, respecto de las empresas: Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio S.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad de Puno S.A.A., Electro Sur Este S.A.A., Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electrosur S.A., Empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A., Electro Oriente S.A. y Electro Ucayali S.A.

1. Definición de Parámetros VADMT : Valor agregado de distribución en media tensión por sector típico (S//kW-mes), comprende las instalaciones de media tensión.

VADBT : Valor agregado de distribución en baja tensión por sector típico (S//kW-mes), comprende las subestaciones de distribución MT/BT y las instalaciones de baja tensión del servicio particular y alumbrado público.

VADSED : Valor agregado de distribución en subestaciones de distribución MT/BT por sector típico (S//kW-mes), comprende las subestaciones de distribución MT/
BT.
αMT : Incidencia del costo del capital de trabajo en el VADMT (%).
αBT : Incidencia del costo del capital de trabajo en el VADBT (%).

CFS : Cargo fijo mensual para medición simple de potencia y/o simple o doble medición de energía (S//mes).

CFH : Cargo fijo mensual para medición doble (horaria) de energía y potencia (S// mes).

CFEAP : Cargo fijo mensual para medición simple del alumbrado público (S//mes).

CCSP : Cargo comercial del servicio prepago (S//mes).

CFHCO : Cargo fijo mensual para medición simple de energía con medición centralizada (S//mes).

CER : Cargo por energía reactiva (S//kVAR.h).

CMTPP
g : Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia de generación.

CMTFP
g : Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta para la potencia de generación.

CBTPP
g : Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia de generación.

CBTFP
g : Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta para la potencia de generación.

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.

FCPPMT : Factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión.

FCFPMT : Factor de coincidencia para demandas de fuera de punta en media tensión.

FCPPBT : Factor de coincidencia para demandas de punta en baja tensión.

FCFPBT : Factor de coincidencia para demandas de fuera de punta en baja tensión.

PEMT : Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión.

PEBT : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión (subestaciones de distribución MT/BT, redes, acometidas y medidores).

PESED : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión (no incluye redes).

PEBTCO : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión para medición centralizada (no incluye acometidas).

PPMT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión.

PPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión (subestaciones de distribución MT/BT, redes, acometidas y medidores).

PPSED : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión (no incluye redes).

PPBTCO : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión para medición centralizada (no incluye acometidas).

NHUBT : Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión.

NHUBTPP
A
: 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.

NHUBTFP
A
: Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del bloque de fuera 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
B
: 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.

NHUBTFP
B
: Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del bloque de fuera 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.

NHUBTPRE : Número de horas de uso para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribución de usuarios del servicio prepago de baja tensión.

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.

PEPP : Precio de la energía en horas de punta en la barra equivalente de media tensión (S//kW.h).

PEFP : Precio de la energía en horas fuera de punta en la barra equivalente de media tensión (S//kW.h).

PE : Precio ponderado de la energía en la barra equivalente de media tensión (S// kW.h).

PP : Precio de la potencia en horas de punta en la barra equivalente de media tensión (S//kW-mes).

PTPMT : Factor de corrección del valor agregado de distribución en media tensión.

PTPBT : Factor de corrección del valor agregado de distribución en baja tensión.

VMTPP : Valor agregado de distribución en media tensión para demandas de punta (S// kW-mes).

VMTFP : Valor agregado de distribución en media tensión para demandas fuera de punta (S//kW-mes).

VBTPP : Valor agregado de distribución en baja tensión para demandas de punta (S// kW-mes).

VBTFP : Valor agregado de distribución en baja tensión para demandas de fuera de punta (S//kW-mes).

VSEDPP : Valor agregado de distribución en subestaciones de distribución MT/BT
para demandas de punta (S//kW-mes).

2. Valores Agregados de Distribución 2.1 Valores Agregados de Distribución y Cargos Fijos Los Valores Agregados de Distribución en S//kW-mes, para cada una de las empresas indicadas en el Artículo 1 de la presente resolución, son las del cuadro siguiente:

VAD (S//kW-mes)
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este
VADMT 28,520 15,999 21,051 14,873 29,355 24,112
VADBT 81,585 63,703 49,750 61,483 70,832 78,701
VADSED 12,609 11,035 9,264 6,626 14,353 13,891
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali
VADMT 16,336 15,467 116,480 24,642 17,998
VADBT 64,287 57,548 134,266 66,577 62,433
VADSED 9,648 13,219 35,322 11,915 11,609
La participación (%) de los costos de inversión (aVNR) y, de operación y mantenimiento (OyM) en el VADMT, VADBT
y VADSED es la siguiente:

Participación aVNR y OyM
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este VADMT aVNR 45,23% 47,46% 53,82% 48,56% 33,75% 49,19%
OyM 54,77% 52,54% 46,18% 51,44% 66,25% 50,81%
VADBT aVNR 55,36% 59,70% 63,23% 57,77% 45,60% 60,99%
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este OyM 44,64% 40,30% 36,77% 42,23% 54,40% 39,01%
VADSED aVNR 52,00% 53,31% 59,60% 50,99% 44,42% 62,08%
OyM 48,00% 46,69%40,40%49,01%55,58% 37,92%
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali VADMT aVNR 63,82% 63,10% 18,66% 48,92% 40,98%
OyM 36,18% 36,90% 81,34% 51,08% 59,02%
VADBT aVNR 58,02% 69,25% 20,84% 59,31% 48,86%
OyM 41,98% 30,75% 79,16% 40,69% 51,14%
VADSED aVNR 69,35% 63,09% 13,58% 52,83% 42,96%
OyM 30,65% 36,91%86,42%47,17%57,04%
La incidencia (%) del costo de capital de trabajo en el VADMT y VADBT es la siguiente:

Participación Capital de Trabajo Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este αMT 0,34% 0,53% 0,45% 0,38% 2,72% 0,20%
αΒT 0,29% 0,44% 0,36% 0,32% 2,29% 0,16%
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali αMT 0,18% 0,94% 0,05% 1,11% 2,07%
αΒT 0,23% 0,79% 0,06% 1,12% 2,07%
Los Cargos Fijos en S//mes para cada una de las empresas indicadas en el Artículo 1 de la presente resolución, son las del cuadro siguiente:

Cargos Fijos (S//mes)
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este
CFE 3,700 3,562 3,393 3,401 3,882 3,606
CFS 11,442 9,276 10,417 9,562 11,212 10,201
CFH 10,867 11,216 10,013 11,593 11,887 11,128
CFEAP 4,986 4,474 5,529 5,203 4,001 4,275
CCSP 2,893 2,893 2,893 2,893 2,893 2,893
CFHCO 2,267 2,267 2,267 2,267 2,267 2,267
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali
CFE 3,214 3,382 5,565 3,692 3,539
CFS 7,607 8,041 17,965 10,468 7,136
CFH 7,505 7,974 18,760 12,022 7,725
CFEAP 3,683 3,616 5,639 4,283 4,308
CCSP 2,893 2,893 2,893 2,935 2,912
CFHCO 2,267 2,267 2,267 2,300 2,281
El cargo de reposición de la tarjeta inteligente a efectos del servicio comercial prepago para todas las empresas es
S/ 0,21.

Los Valores Agregados VMTPP , VMTFP , VBTPP , VBTFP y VSEDPP por empresa se determinarán con las siguientes expresiones:

VMTFP = VADMT x FBP (1)
VMTPP = VMTFP x PTPMT (2)
VBTFP = VADBT x FBP (3)
VBTPP = VBTFP x PTPBT (4)
VSEDPP = VADSED x FBP x PTPBT (5)
El término FBP representa el equilibrio entre la facturación de potencia a los usuarios y la potencia coincidente con la máxima demanda del sistema de distribución eléctrica.

2.2 Cargos Adicionales del VAD
Cargo por Innovación Tecnológica y/o Eficiencia Energética (CITEE) (S//kW-mes)
Seal
VADBT 0,275
Los cargos se actualizarán con la fórmula de actualización del VADBT.

Cargo por Implementación de Sistemas de Medición Inteligente (CISMI) (S//kW-mes)
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este
VADBT 0,347 0,276 0,259 0,218 0,443 0,338
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali
VADBT 0,295 0,225 0,913 0,292 0,294
Los cargos se actualizarán con la fórmula de actualización del VADBT.

Factor de Mejora de la Calidad de Suministro Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina
VADMT 1,0175 1,0060 1,0061 1,0118
Los valores de SAIFI y SAIDI asociados a los factores señalados, a efectos de su cumplimiento en el periodo de cuatro años son:

Electrocentro Actual Año 1 Año 2 Año 3 Año 4
SAIFI 9,30 8,66 8,03 7,39 6,75
SAIDI 17,79 16,58 15,38 14,17 12,96
Electronoroeste Actual Año 1 Año 2 Año 3 Año 4
SAIFI 8,56 8,34 8,11 7,89 7,66
SAIDI 20,52 19,58 18,64 17,69 16,75
Electronorte Actual Año 1 Año 2 Año 3 Año 4
SAIFI 8,34 8,19 8,03 7,87 7,71
SAIDI 14,66 14,42 14,18 13,94 13,70
Hidrandina Actual Año 1 Año 2 Año 3 Año 4
SAIFI 6,94 6,73 6,53 6,32 6,11
SAIDI 15,20 14,83 14,47 14,10 13,73
2.3 Cargo por Energía Reactiva (CER)
CER = 0.0420 S//kVAR.h.

2.4 Factores de Economía de Escala Los factores de economía de escala aplicables en cada periodo indicado son los siguientes:

Factores de Economía de Escala (FEE)
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este Nov-VADMT 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
a VADBT 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Oct-2020 VADSED 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Cargos Fijos 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este Nov-2020 VADMT 0,9965 0,9963 0,9969 0,9958 0,9913 0,9941
a VADBT 0,9966 0,9964 0,9972 0,9956 0,9911 0,9941
Oct-2021 VADSED 0,9936 0,9934 0,9938 0,9929 0,9911 0,9941
Cargos Fijos 0,9981 0,9978 0,9994 0,9962 0,9989 0,9937
Nov-2021 VADMT 0,9931 0,9927 0,9938 0,9916 0,9827 0,9883
a VADBT 0,9934 0,9929 0,9944 0,9913 0,9823 0,9883
Oct-2022 VADSED 0,9872 0,9868 0,9877 0,9860 0,9823 0,9882
Cargos Fijos 0,9963 0,9956 0,9988 0,9924 0,9979 0,9874
Nov-2022 VADMT 0,9897 0,9891 0,9908 0,9875 0,9742 0,9825
a VADBT 0,9901 0,9894 0,9916 0,9871 0,9736 0,9825
Oct-2023 VADSED 0,9810 0,9804 0,9816 0,9792 0,9736 0,9824
Cargos Fijos 0,9945 0,9934 0,9982 0,9887 0,9968 0,9811
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali Nov-VADMT 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
a VADBT 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Oct-2020 VADSED 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Cargos Fijos 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Nov-2020 VADMT 0,9912 0,9911 0,9996 0,9989 0,9983
a VADBT 0,9913 0,9910 0,9988 0,9979 0,9974
Oct-2021 VADSED 0,9910 0,9910 0,9988 0,9982 0,9975
Cargos Fijos 0,9981 0,9986 1,0000 1,0000 0,9995
Nov-2021 VADMT 0,9824 0,9823 0,9992 0,9979 0,9965
a VADBT 0,9827 0,9821 0,9975 0,9958 0,9947
Oct-2022 VADSED 0,9822 0,9821 0,9976 0,9963 0,9951
Cargos Fijos 0,9962 0,9972 0,9999 0,9999 0,9990
Nov-2022 VADMT 0,9737 0,9735 0,9988 0,9968 0,9948
a VADBT 0,9741 0,9733 0,9963 0,9937 0,9921
Oct-2023 VADSED 0,9734 0,9733 0,9964 0,9945 0,9926
Cargos Fijos 0,9942 0,9958 0,9999 0,9999 0,9986
2.5 Factores de Expansión de Pérdidas Los factores de expansión de pérdidas aplicables en cada periodo indicado son los siguientes:

Factores de Expansión de Pérdidas Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este Media PEMT 1,0111 1,0152 1,0216 1,0192 1,0228 1,0340
Tensión PPMT 1,0180 1,0215 1,0301 1,0313 1,0348 1,0519
SED MT/BT PESED 1,0181 1,0230 1,0224 1,0217 1,0218 1,0204
PPSED 1,0178 1,0200 1,0194 1,0213 1,0335 1,0315
Baja PEBT 1,0873 1,0819 1,0856 1,0741 1,0904 1,0851
Tensión PPBT 1,1013 1,0937 1,1010 1,0939 1,1201 1,1109
Medición PEBTCO 1,0852 1,0798 1,0836 1,0702 1,0901 1,0848
Centralizada PPBTCO 1,0947 1,0903 1,0976 1,0806 1,1195 1,1103
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali Media PEMT 1,0219 1,0192 1,0348 1,0227 1,0260
Tensión PPMT 1,0359 1,0275 1,0471 1,0246 1,0267
SED MT/BT PESED 1,0192 1,0202 1,0400 1,0152 1,0117
PPSED 1,0284 1,0296 1,0278 1,0166 1,0158
Baja PEBT 1,0912 1,1115 1,0853 1,0556 1,0486
Tensión PPBT 1,1234 1,1529 1,0750 1,0656 1,0592
Medición PEBTCO 1,0908 1,1110 1,0849 1,0552 1,0484
Centralizada PPBTCO 1,1229 1,1523 1,0743 1,0649 1,0587
2.6 Factores de Caracterización de la Carga Factores de Caracterización de la Carga Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este Factores de FCPPMT 0,9181 0,9240 0,9241 0,9216 0,9023 0,9184
Coincidencia FCFPMT 0,8183 0,7931 0,7951 0,7989 0,8540 0,8168
FCPPBT 0,8554 0,8566 0,8577 0,8578 0,8590 0,8553
FCFPBT 0,7886 0,7880 0,7876 0,7875 0,7870 0,7886
Factores de CMTPPg 0,8432 0,8141 0,8171 0,8148 0,8457 0,8385
Contribución CMTFPg 0,5370 0,5099 0,5142 0,5120 0,5477 0,5354
a la Punta CBTPPg 0,6028 0,6271 0,6308 0,6304 0,6005 0,6026
CBTFPg 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800
CMTPPd 0,7345 0,6909 0,6931 0,6896 0,7254 0,7233
CMTFPd 0,4494 0,4339 0,4364 0,4352 0,4555 0,4485
CBTPPd 0,5439 0,5697 0,5737 0,5733 0,5415 0,5436
CBTFPd 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810
Número de NHUBT 342 334 359 338 355 378
Horas de Uso NHUBTPP
A
105 105 105 105 105 105
NHUBTFP
A
482 482 482 482 482 482
NHUBTPP
B
86 86 86 86 86 86
NHUBTFP
B
382 382 382 382 382 382
NHUBTAP 360 360 360 360 360 360
NHUBTPRE 342 334 359 338 355 378
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali Factores de FCPPMT 0,9217 0,9254 0,8810 0,9245 0,9226
Coincidencia FCFPMT 0,7949 0,7890 0,9220 0,8028 0,7928
FCPPBT 0,8586 0,8572 0,8590 0,8552 0,8580
FCFPBT 0,7872 0,7878 0,7870 0,7887 0,7874
Factores de CMTPPg 0,8051 0,8091 0,9441 0,8362 0,8066
Contribución CMTFPg 0,5048 0,5069 0,6010 0,5307 0,5038
a la Punta CBTPPg 0,6390 0,6359 0,5410 0,6119 0,6359
CBTFPg 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800 0,5800
CMTPPd 0,6722 0,6809 0,9304 0,7241 0,6779
CMTFPd 0,4310 0,4322 0,4860 0,4458 0,4305
CBTPPd 0,5825 0,5792 0,4780 0,5536 0,5792
CBTFPd 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810 0,4810
Número de NHUBT 386 374 211 302 334
Horas de Uso NHUBTPP
A
105 105 105 105 105
NHUBTFP
A
482 482 482 482 482
NHUBTPP
B
86 86 86 86 86
NHUBTFP
B
382 382 382 382 382
NHUBTAP 360 360 360 360 360
NHUBTPRE 386 374 211 302 334
2.7 Factores de Corrección del Valor Agregado de Distribución Los factores de corrección del Valor Agregado de Distribución PTPMT y PTPBT que ajustan el VADMT, VADBT y VADSED, por las ventas de potencia en horas fuera de punta son los siguientes:

Factor de Corrección del VAD
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este
PTPMT 0,9241 0,6698 0,8058 0,8074 0,8342 0,8691
PTPBT 0,9835 0,9613 0,9592 0,9825 0,9935 0,9742
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali
PTPMT 0,7891 0,8404 0,9654 0,8097 0,7910
PTPBT 0,9838 0,9653 0,9991 0,9799 0,9735
2.8 Factor de Ponderación del Precio de la Energía (Ep)
El Ep se calculará anualmente a nivel de empresa de distribución eléctrica para: i) los sistemas de distribución eléctrica interconectados y, ii) los sistemas de distribución eléctrica aislados con demanda máxima superior a 12 MW.

El Ep a aplicarse será igual al promedio de los valores de los últimos dos años calendario y tendrá vigencia a partir del 01 de mayo de cada año.
) f d b ( ) e c a (
) e c a (
Ep
(6)
Donde:

La energía anual entregada a los sistemas de distribución eléctrica en barras de media tensión:
− En horas de punta = a − En horas fuera de punta = b La energía anual vendida en media tensión (opciones tarifarias MT2, MT3 y clientes libres en media tensión)
multiplicada por el factor de expansión de pérdidas PEMT:
− En horas de punta = c − En horas fuera de punta = d La energía anual vendida en baja tensión (opciones tarifarias BT2, BT3, BT5A y clientes libres en baja tensión)
multiplicada por los factores de expansión de pérdidas PEMT y PEBT:
− En horas de punta = e − En horas fuera de punta = f Las energías vendidas en cada una de las opciones tarifarias deberán considerar el mismo período de facturación con los ajustes que fueran necesarios.

El Ep se aplicará para calcular el precio ponderado de la energía en barra equivalente de media tensión (PE) de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C-AP, BT5D, BT6 y BT7.

PE = Ep x PEPP + ( 1 - Ep ) x PEFP (7)
Las empresas deberán comunicar a Osinergmin los resultados y el sustento respectivo del Ep, a más tardar el 15 de marzo de cada año en los formatos que se establezcan para tal fin. Osinergmin realizará la revisión y análisis de los resultados y el sustento, pudiendo formular fundadamente las observaciones que sean pertinentes.

Para los sistemas aislados de distribución eléctrica con demanda máxima menor a 12 MW, el Ep a aplicar será de 0,35, pudiendo la empresa distribuidora demostrar otros factores ante Osinergmin de acuerdo con las fórmulas antes referidas.

2.9 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas Punta (FBP)
Las ventas de energía y potencia de los sistemas eléctricos mayores a 12 MW de demanda máxima y que además tengan un factor de carga anual a nivel de media tensión mayor a 0,55, deberán ajustarse anualmente de conformidad al balance de potencia coincidente en horas punta con el objetivo de ajustar la sobre-venta o sub-venta de potencia de punta a partir de las compras eficientes, de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. El factor de carga se calcula como el cociente de la potencia media anual registrada y potencia máxima anual.

Por cada sistema de distribución eléctrica se determinará anualmente el factor de balance de potencia en horas punta (FBP) que afectará los correspondientes Valores Agregados de Distribución. Las empresas de distribución eléctrica presentarán al Osinergmin para la aprobación del respectivo FBP , la información sustentatoria de acuerdo a lo establecido en la Resolución Osinergmin Nº 281-2015-OS/CD o en aquella que la sustituya.

La potencia teórica coincidente (PTC) será la suma de los siguientes componentes:
− PTCB: La PTC de las tarifas MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4, clientes libres en MT y BT se calcularán a partir de la facturación de potencia y se afectarán los correspondientes factores de coincidencia y factores de contribución a la punta según corresponda.
− PTCM: La PTC de las tarifas BT5A, BT5B, BT5C-AP, BT5D, BT5E, BT6 y BT7 se obtendrá a partir de la facturación de energía y del número de horas de uso correspondiente.
− PPR: Las pérdidas de potencia reconocidas serán calculadas según los factores de expansión de pérdidas.

El valor de PTC no podrá ser mayor que la máxima demanda del sistema de distribución eléctrica, ajustándose a esta mediante el factor FBP.

El valor FBP será calculado anualmente con la información correspondiente al periodo anual anterior y tendrá vigencia a partir del 01 de mayo de cada año. Para los sistemas con demanda máxima menor a 12 MW o factor de carga anual menor a 0,55 el valor de FBP será de 1,0, con excepción de aquellos casos en que las características de la demanda no se encuentren bajo el control de la empresa distribuidora, en cuyo caso, excepcionalmente, estas podrán demostrar otros factores ante Osinergmin de acuerdo a lo establecido en el manual aprobado con Resolución Osinergmin Nº 281-2015-OS/CD o el que lo sustituya.

Las empresas de distribución eléctrica deberán solicitar anualmente a Osinergmin la aprobación de los resultados del FBP de acuerdo a lo establecido en la Resolución Osinergmin Nº 281-2015-OS/CD o en aquella que la sustituya.

Para el periodo noviembre - abril 2020 se aplicarán los valores siguientes:

Factor de Balance de Potencia Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este
FBP 0,9312 1,0004 0,8324 0,8705 1,0000 ---FBP MT --- --- --- --- --- 0,9364
FBP BT --- --- --- --- --- 0,9259
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali
FBP --- --- 1,0000 0,8664 0,8632
FBP MT 0,9063 0,8489 --- --- ---FBP BT 0,9188 0,8341 --- --- ---45 NORMAS LEGALES
Miércoles 16 de octubre de 2019
El Peruano / 6. Definición de los Parámetros de las Fórmulas de Actualización TC : Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta)
publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace.

Se utilizará el último valor venta publicado al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática.

Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

IPCu : Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres.

Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en ctv. USD/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva 2.10 Precios en Barra Equivalente de Media Tensión (PEPP, PEFP, PE y PP)
Los precios en la barra equivalente de media tensión se obtendrán a partir de los precios correspondientes de generación en las subestaciones de referencia, adicionándoles los cargos por peajes de transmisión respectivos hasta las barras de media tensión del sistema de distribución eléctrica, según la metodología regulada por Osinergmin para los precios de generación y transmisión.

Artículo 2.- Fórmulas de Actualización Fijar las fórmulas de actualización de los Valores Agregados de Distribución y Cargos Fijos según lo establecido en el Artículo 73 de la LCE.

1. Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT)
0 0 0 0 0 0
TC
TC
IPAl IPAl
DMT
TC
TC
IPCu IPCu
CMT
TC
TC
BMT
IPM
IPM
AMT FAVADMT u u  u u  u  u (8)
Siendo:

AMT : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADMT.

BMT : Coeficiente de participación de los productos importados en el VADMT.

CMT : Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADMT.

DMT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADMT.

2. Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT)
0 0 0 0 0 0
TC
TC
IPAl IPAl
DBT
TC
TC
IPCu IPCu
CBT
TC
TC
BBT
IPM
IPM
ABT FAVADBT u u  u u  u  u (9)
Siendo:

ABT : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADBT.

BBT : Coeficiente de participación de los productos importados en el VADBT.

CBT : Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADBT.

DBT : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADBT.

3. Valor Agregado de Distribución en Subestaciones de Distribución MT/BT (VADSED)
0 0 0 0 0 0
TC
TC
IPAl IPAl
DSED
TC
TC
IPCu IPCu
CSED
TC
TC
BSED
IPM
IPM
ASED FAVADSED u u  u u  u  u (10)
Siendo:

ASED : Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VADSED
BSED : Coeficiente de participación de los productos importados en el VADSED
CSED : Coeficiente de participación del conductor de cobre en el VADSED
DSED : Coeficiente de participación del conductor de aluminio en el VADSED
4. Cargos Fijos y Cargo de Reposición de Tarjeta Inteligente 0
IPM
IPM
FACF (11)
5. Cargo por Energía Reactiva (CER)
0
TC
TC
FACER (12)
del Perú "Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)".

IPAl : Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres.

Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.

Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt's Metals Daily.

Los valores base que se utilizarán en las fórmulas de actualización son:

Parámetro Valor Referencia
TC
0 (S//USD) 3,379 Al 31/12/2018
IPM
0
108,870514 Diciembre 2018
IPCu 0 (ctv. USD/lb) 295,83 Diciembre 2018
IPAl 0 (USD/tn) 2109,92 Diciembre 2018
7. Coeficientes de las Fórmulas de Actualización Coeficientes de las Fórmulas de Actualización Electrocentro Electronoroeste Electronorte Hidrandina Electro Puno Electro Sur Este Media AMT 0,8731 0,8565 0,8660 0,8676 0,7658 0,7000
Tensión BMT 0,0554 0,0610 0,0578 0,0588 0,1671 0,2000
CMT 0,0000 0,0124 0,0152 0,0132 0,0336 0,0500
DMT 0,0715 0,0701 0,0610 0,0604 0,0335 0,0500
Baja ABT 0,8223 0,8098 0,8107 0,8177 0,8272 0,8000
Tensión BBT 0,0896 0,0919 0,0924 0,0912 0,1000 0,1000
CBT 0,0004 0,0005 0,0004 0,0004 0,0364 0,0500
DBT 0,0877 0,0978 0,0965 0,0907 0,0364 0,0500
SED ASED 0,8023 0,7986 0,7899 0,8091 0,6109 0,5000
MT/BT BSED 0,1340 0,1346 0,1407 0,1289 0,2723 0,3000
CSED 0,0637 0,0668 0,0694 0,0620 0,0584 0,1000
DSED 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0584 0,1000
Electrosur Seal Adinelsa Electro Oriente Electro Ucayali Media AMT 0,7359 0,7368 0,7906 0,7653 0,7827
Tensión BMT 0,1821 0,1816 0,1821 0,1989 0,1933
CMT 0,0410 0,0408 0,0109 0,0111 0,0077
DMT 0,0410 0,0408 0,0164 0,0247 0,0163
Baja ABT 0,8210 0,8154 0,7496 0,7642 0,7431
Tensión BBT 0,1000 0,1000 0,2136 0,1700 0,1878
CBT 0,0395 0,0423 0,0120 0,0082 0,0100
DBT 0,0395 0,0423 0,0248 0,0576 0,0591
SED ASED 0,5612 0,5738 0,6102 0,7165 0,6401
MT/BT BSED 0,2847 0,2816 0,3651 0,1742 0,3319
CSED 0,0771 0,0723 0,0202 0,0108 0,0226
DSED 0,0770 0,0723 0,0045 0,0985 0,0054
Artículo 3.- Factor del Costo del IGV - Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía Fijar el Factor del Costo del IGV (FIGV), igual a 1
más el porcentaje del IGV (1+%IGV) que se aplicará a los precios de compra de energía y potencia de aquellos sistemas de distribución eléctrica ubicados en las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley Nº 27037, operados por empresas distribuidoras que adquieren energía eléctrica para dichos sistemas a empresas suministradoras domiciliadas fuera de la Amazonía.

El Factor del Costo del IGV a que se refiere el párrafo precedente, será vigente en tanto el IGV aplicado a los precios de compra no sea recuperable o utilizado como crédito fiscal.

Cualquier variación normativa sobre el referido IGV durante el período regulatorio previsto en el Artículo 7º de la presente Resolución, determinará la adecuación inmediata de dicho Factor por parte de las empresas y de Osinergmin.

Artículo 4.- Aplicación de las Fórmulas de Actualización Disponer que las fórmulas de actualización contenidas en la presente resolución se aplicarán cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones:
− Cuando los precios a nivel generación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) o los peajes de transmisión se actualicen según la regulación vigente para dichos precios.
− Cuando alguno de los factores de actualización FAVADMT, FAVADBT, FAVADSED o FACF se incremente o disminuya en más de 1,5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización.

Los indicadores a emplear en las referidas fórmulas de actualización serán los disponibles al segundo día calendario de cada mes. Los factores de actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos decimales.

En el caso de producirse reajustes en los valores máximos, los pliegos tarifarios serán actualizados y entrarán en vigencia el cuarto día calendario de cada mes.

Artículo 5.- Compensación por Racionamiento de Energía y Potencia Disponer que para efectos de la compensación por racionamiento de energía y potencia a que se refiere el artículo 168 del Reglamento de la LCE, se considerará para la opción tarifaria BT5A como precio de energía los
valores B.1.1 (X
PA
) y B.2, y como precio de potencia los valores B.1.1 (Y
PA
) y C; para las opciones tarifarias BT5B y BT6 como precio de energía el valor b1, y como precio de potencia el valor b2; y para la opción BT7 como precio de energía el valor b1 y como precio de potencia los valores b2 y b3, establecidos en la Norma de "Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final".

Artículo 6.- Pliegos Tarifarios Disponer que los pliegos tarifarios a usuario final serán calculados de conformidad con la Norma de "Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final".

Los pliegos tarifarios aplicables a los usuarios finales serán determinados incorporando los Precios a Nivel Generación, los Peajes de Transmisión y/o Valor Agregado de Distribución y Cargos Fijos que correspondan.

Las empresas de distribución eléctrica, el segundo día calendario del mes, deberán remitir preliminarmente los pliegos tarifarios mediante correo electrónico definido por Osinergmin, para la conformidad previa a su publicación.

Las empresas de distribución eléctrica publicarán el tercer día calendario del mes los pliegos tarifarios en un diario de mayor circulación local y en su web institucional.

El día hábil siguiente a la publicación de los pliegos tarifarios, las empresas de distribución eléctrica, deberán remitir a la Gerencia de Regulación de Tarifas del Osinergmin copia del recorte del diario con la publicación de los pliegos, en la cual se visualice la fecha de publicación. Dicha copia deberá estar suscrita por el representante legal de la empresa.

La vigencia del correspondiente pliego tarifario será a partir del día siguiente a su publicación.

Artículo 7.- Incorporación de Informes de Sustento Incorporar los Informes Nº 0503-2019-GRT y Nº 0502-2019-GRT, como parte integrante de la presente resolución.

Artículo 8.- Vigencia Disponer que la presente resolución tendrá vigencia del 01 de noviembre de al 31 de octubre de 2023.

Artículo 9.- Publicación de Resolución Disponer la publicación de la presente resolución en el diario oficial El Peruano, y que sea consignada conjuntamente con los Informes Nº 0503-2019-GRT y Nº 0502-2019-GRT en el Portal Institucional:
http://www.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/ ResolucionesGRT-2019.aspx.

DANIEL SCHMERLER VAINSTEIN
Presidente del Consejo Directivo Osinergmin

NORMA LEGAL:

  • Titulo: RCDOSIEMO 168-2019-OS/CD Fijan Valores Agregados de Distribución para el periodo del 01 de noviembre de al 31 de octubre de 2023, a diversas empresas concesionarias de distribución eléctrica
  • Tipo de norma : RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN
  • Numero : 168-2019-OS/CD
  • Emitida por : Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria - Organismos Reguladores
  • Fecha de emision : 2019-10-16
  • Fecha de aplicacion : 2019-10-17
Comentarios