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Timestamp: 2018-01-21 02:54:48
Document Index: 237752630

Matched Legal Cases: ['Artículo 1', 'Artículo 2', 'Artículo 3', 'Artículo 4', 'Artículo 5', 'Artículo 68', 'Artículo 71', 'Artículo 79', 'Artículo 72', 'Artículo 3', 'Artículo 22', 'Artículo 3', 'Artículo 1', 'Artículo 43', 'Artículo 44', 'Artículo 2', 'Artículo 73', 'Artículo 3', 'Artículo 25', 'Artículo 5', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'artículo 168', 'Artículo 8', 'Artículo 9', 'Artículo 10']

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica
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Andrés Martín Acuña
1 AÑO E LA UNIÓN NACIONAL FRENTE A LA CRISIS EXTERNA FUNAO EN 1825 POR EL LIBERTAOR SIMÓN BOLÍVAR escargado desde Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería lunes 24 de agosto de 2009 Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria ivisión de istribución Eléctrica Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación de las Tarifas de istribución Eléctrica del Período Noviembre 2009 Octubre 2013 Resolución OSINERGMIN Nº OS/C SEPARATA ESPECIAL
2 Pág Lima, lunes 24 de agosto de 2009
3 Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág Lima, 20 de agosto de 2009 RESOLUCIÓN E CONSEJO IRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR E LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº OS/C escargado desde VISTOS: Los Informes Nº GART y Nº GART, elaborados por la ivisión de istribución Eléctrica y la Asesoría Legal, respectivamente, de Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). CONSIERANO: Que, de acuerdo a lo dispuesto en el ítem i) del Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de istribución Eléctrica del Período Noviembre 2009 Octubre 2013, aprobado por el Consejo irectivo del OSINERGMIN, mediante la Resolución OSINERGMIN Nº OS/C, el Proyecto de Resolución que fi ja las tarifas que resultan de dicho procedimiento, así como la relación de la información (informes, estudios, dictámenes o modelos económicos) que las sustentan, con excepción de la información clasifi cada previamente como confi dencial mediante resolución del OSINERGMIN, deberá prepublicarse en el iario Ofi cial y en la página web, con un plazo no menor a 15 días hábiles anteriores a la publicación de la resolución de tarifas; Que, según se encuentra consignado en el ítem k) del procedimiento mencionado en el considerando anterior, y con el fi n de dotar de la mayor transparencia posible al proceso regulatorio en trámite, es conveniente hacer conocer a los interesados, el lugar al que podrán remitir sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución prepublicado, con el fi n de que el OSINERGMIN proceda a su respectivo análisis, con anterioridad a la publicación de la resolución defi nitiva que fi je las tarifas de distribución eléctrica; Estando a lo dispuesto por la Ley Nº y a las facultades concedidas por el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por ecreto Supremo Nº PCM; y, e conformidad con lo informado por la Asesoría Legal de la GART en el Informe Nº GART. SE RESUELVE: Artículo 1º.- ispóngase la prepublicación, en el iario Ofi cial y en la Página Web del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, del Proyecto de Resolución que fi ja las Tarifas de de istribución Eléctrica aplicables al período comprendido entre el 01 de Noviembre de 2009 y el 31 de Octubre de 2013, documento que fi gura como Anexo B de la presente resolución. Artículo 2º.- Las opiniones y/o sugerencias de los interesados respecto a la prepublicación serán remitidas por escrito a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, sito en Av. Canadá 1460, San Borja, hasta el 16 de Setiembre de Las opiniones y/o sugerencias también podrán ser remitidas vía fax al número telefónico Nº o vía correo electrónico a la siguiente dirección: fi La recepción de las opiniones y sugerencias en medio físico o electrónico, estará a cargo de la Srta. Ana Rosa Vallejos Cordero. Artículo 3º.- Encargar a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria la recepción y análisis de las opiniones y/o sugerencias que se presenten al proyecto de resolución prepublicado, así como la presentación de la propuesta fi nal al Consejo irectivo del OSINERGMIN. Artículo 4º.- Convóquese a Audiencia Pública para la exposición y sustentación, por parte del OSINERGMIN, de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el Análisis de los Estudios de Costos del Valor Agregado de istribución (VA) y de la Prepublicación de las Tarifas de istribución Eléctrica del Período Noviembre 2009 Octubre 2013, que se realizará simultáneamente, con sistema de videoconferencia, en la fecha, hora y lugares siguientes: Sectores Típicos 1, 2, 3 y Especial Fecha : Martes, 01 de Setiembre de 2009 Hora : 08:45 a.m. Lugares : Lima Auditorio Principal de SENCICO Av. de la Poesía 3ra. Cuadra, San Borja, Lima Piura Colegio de Ingenieros del Perú, Consejo epartamental de Piura Esq. Las alias y Las Palmeras, Urb. Los Geranios, El Chipe, Piura Sectores Típicos 4, 5 y SER Fecha : Miércoles, 02 de Setiembre de 2009 Hora : 08:45 a.m. Lugares : Lima Auditorio Principal de SENCICO Av. de la Poesía 3ra. Cuadra, San Borja, Lima Cusco Instituto Cultural Peruano Norteamericano (ICPNA) Av. Tullumayo Nº 125, Wanchaq, Cusco Artículo 5º.- Publíquese la relación de información que sustenta el Proyecto de Resolución que fi ja las Tarifas de istribución Eléctrica aplicables al período comprendido entre el 01 de Noviembre de 2009 y el 31 de Octubre de 2013, que se acompaña como Anexo A de la presente resolución. icha información será publicada en la señalada Página Web del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe. ALFREO AMMERT LIRA Presidente del Consejo irectivo OSINERGMIN
4 Pág ANEXO A Lima, lunes 24 de agosto de 2009 escargado desde Relación de Información que sustenta el Proyecto de Resolución de Fijación de las Tarifas de istribución Eléctrica del Período Noviembre 2009 Octubre Informes Nº GART y Nº GART. 2. Estudio de Costos del VA elaborados por los Consultores VA (Informes Finales, Absoluciones de Observaciones e Informes Finales efi nitivos). Sector Típico 1: Consorcio PA Consulting Services S.A. - PA Consulting Services S.A.C. Sector Típico 2: Quantum S.A. Sucursal Perú. Sector Típico 3: Lahmeyer Agua y Energía S.A. Sector Típico 4: esarrollo con Ingeniería Contratistas Generales S.A. (isa). Sector Típico 5: Centro de Conservación de Energía y del Ambiente (Cenergía). Sector Típico Especial: Consorcio Hexa Internacional S.A.C. - Iansa E.I.R.L. Sectot Típico SER: Quantum Andes S.A.C. 3. Observaciones del OSINERGMIN a los Informes Finales de los Estudios de Costos del VA elaborados por los Consultores VA. Sector Típico 1: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. Sector Típico 2: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. Sector Típico 3: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. Sector Típico 4: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. Sector Típico 5: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. Sector Típico Especial: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. Sector Típico SER: Informe Nº GART, remitido con Ofi cio Nº GART. 4. Estudios de Costos del VA elaborados por los Supervisores VA. Sector Típico 1: Consorcio Proyectos Especiales Pacífi co S.A. (Pepsa) - Innovación y Tecnología Consultores S.A. (IT Consultores) - Consultores Supervisores y Asesores Nacionales S.A.C. (Cosanac). Sectores Típicos 2, 3 y Especial: Servitech Ingenieros S.R.L. Sectores Típicos 4, 5 y SER: Prieto Ingenieros Consultores S.A. (Priconsa). ANEXO B PROYECTO E RESOLUCIÓN E CONSEJO IRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR E LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN Nº XXX-2009-OS/C Lima, XX de XXXX de 2009 VISTOS: Los Informes Nº XXX-2009-GART y Nº XXX-2009-GART, elaborados por la ivisión de istribución Eléctrica y la Asesoría Legal, respectivamente, de Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). CONSIERANO: Que, el OSINERGMIN, de conformidad con el ecreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), fi jó las tarifas de distribución eléctrica para el período noviembre 2005 octubre 2009, a través de la Resolución OSINERG Nº OS/C, modifi cada mediante la Resolución OSINERG Nº OS/C, correspondiendo fi jarlas nuevamente para el período noviembre 2009 octubre 2013; Que, el OSINERGMIN, de conformidad con la Ley Nº 28749, Ley General de Electrifi cación Rural (LGER), fi jó los factores de proporción por empresa distribuidora para el cálculo de su respectiva tarifa eléctrica rural, así como la tarifa eléctrica rural correspondiente, para el período mayo octubre 2009, a través de la Resolución OSINERGMIN Nº OS/C, correspondiendo fi jarlos nuevamente para el período noviembre 2009 octubre 2013; Que, mediante la Resolución OSINERGMIN Nº OS/C, el Consejo irectivo del OSINERGMIN aprobó el Procedimiento Especial para la Fijación de las Tarifas de istribución Eléctrica del Período Noviembre 2009 Octubre 2013 ; Que, el procedimiento se ha venido desarrollando cumpliendo todas las etapas previstas en el mismo, tales como el encargo por parte de la GART de la elaboración de los estudios de costos del VA a las empresas distribuidoras responsables, las mismas que adjudicaron y contrataron los respectivos estudios a empresas consultoras precalifi cadas por la GART; la elaboración de los estudios por parte de los Consultores VA, bajo la supervisión de la GART con el apoyo de los Supervisores VA; la presentación de los resultados fi nales de los estudios, los mismos que fueron publicados por la GART en la página web del OSINERGMIN; la convocatoria de las audiencias públicas previstas, Audiencias Públicas de las Empresas; la exposición y sustentación de los resultados fi nales por parte de los Consultores VA y las empresas distribuidoras responsables, en las Audiencias Públicas de las Empresas convocadas por la GART; la formulación de las
5 escargado desde Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág observaciones a los estudios y resultados fi nales de conformidad con la LCE; la presentación de la absolución de las observaciones y los resultados fi nales defi nitivos por parte de los Consultores VA, que fueron analizados por la GART con el apoyo de los Supervisores VA; la prepublicación del proyecto de resolución de las tarifas de distribución eléctrica, la exposición y sustentación del proyecto de resolución prepublicado por parte del OSINERGMIN, en la Audiencia Pública escentralizada del OSINERGMIN convocada por la GART; la presentación de las opiniones y sugerencias de los interesados respecto de la prepublicación; y el análisis respectivo del OSINERGMIN; Que, la LCE en su Artículo 68º dispone que, absueltas las observaciones, o vencido el plazo sin que ello se realice, el OSINERGMIN deberá establecer los VA 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 69º y 70º de la LCE, estructurar un conjunto de Precios Básicos para cada concesión y calcular la Tasa Interna de Retorno para conjuntos de concesionarios considerando un período 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; Que, el Artículo 71º de la LCE establece que si las tasas antes calculadas, no difi eren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79º de la LCE, los VA que les dan origen serán defi nitivos, lo cual es el caso de la presente regulación; y en virtud a lo dispuesto en el Artículo 72º de la LCE y 151º de su Reglamento corresponde a OSINERGMIN, en cumplimiento a su función reguladora, establecer los Valores Agregados de istribución y sus Fórmulas de Actualización, de aplicación a partir del 01 de noviembre de 2009, los que considerarán factores que ajusten la demanda total según lo previsto en los Artículos 139º y 147º del Reglamento de la LCE; Que, hasta el proceso regulatorio de Tarifa en Barra para el período mayo 2007 abril 2008, se consideraba que incluir los montos del Impuesto General a las Ventas (IGV) en los cálculos de las tarifas constituía una problemática originada por la propia Ley Nº 27037, Ley de Promoción de la Inversión a la Amazonía, publicada el 30 de diciembre de 2008 y que la solución solo podría obtenerse mediante modifi caciones legislativas o normas tributarias reglamentarias que no era competencia del OSINERGMIN expedirlas. Sin embargo, a partir del referido proceso regulatorio, ante el análisis tributario presentado por empresas concesionarias de la Amazonía, OSINERGMIN solicitó opinión de expertos tributarios en la materia, modifi cando su criterio sobre el IGV en la Amazonía para efectos tarifarios y concluyendo, por argumentos similares a los que se explican en el informe legal que sustenta la presente resolución, que dentro de las tarifas a fi jar, debe reconocerse el IGV como un costo de la empresa concesionaria de distribución ubicada en la Amazonía y es así que dicho costo es reconocido en la presente fi jación del Valor Agregado de istribución y ha sido reconocido en los Precios en Barra fi jados mediante Resoluciones OSINERGMIN Nº OS/C, OS/C y OS/ C; así como en los costos de conexión fi jados mediante Resolución OSINERGMIN Nº OS/C y la Tarifa Rural fi jada mediante Resolución OSINERGMIN Nº OS/C; Que, OSINERGMIN de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 3º de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por ecreto Supremo Nº PCM; en los Artículos 27º y 52º literal v), de su Reglamento General aprobado por ecreto Supremo Nº PCM y en el Artículo 22º, inciso a) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por ecreto Supremo Nº EM, tiene el encargo de regular las Tarifas de istribución Eléctrica; Que, el Informe Nº XXX-2009-GART, que se acompaña como Anexo Nº 1 de la presente resolución, formando parte integrante de la misma, contiene los antecedentes, criterios y resultados que sustentan la presente resolución de Fijación de las Tarifas de istribución Eléctrica, complementando la motivación que sustenta la decisión del OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refi ere el Artículo 3º, numeral 4 de la Ley del Procedimiento Administrativo General. SE RESUELVE: Artículo 1º.- Fíjese los Valores Agregados de istribución, Cargos Fijos y Parámetros de Cálculo Tarifario a que se refi ere el Artículo 43º, incisos b) y d), y el Artículo 44º de la Ley de Concesiones Eléctricas. 1. efinición de Parámetros VAMT : Valor agregado de distribución en media tensión por sector típico (S/./kW-mes), comprende las instalaciones de media tensión. VABT : 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. VASE : Valor agregado de distribución en subestaciones de distribución MT/BT por sector típico (S/./kW-mes), comprende las subestaciones de distribución MT/BT. MT : Incidencia del costo del capital de trabajo en el VAMT (%). BT : Incidencia del costo del capital de trabajo en el VABT (%). CFE : Cargo fi jo mensual para medición simple de energía (S/./mes). CFS : Cargo fi jo mensual para medición simple de potencia y/o simple o doble medición de energía (S/./mes). CFH : Cargo fi jo mensual para medición doble (horaria) de energía y potencia (S/./mes). CFEAP : Cargo fi jo mensual para medición simple del alumbrado público (S/./mes). CCSP : Cargo comercial del servicio prepago (S/./mes). CFHCO : Cargo fi jo mensual para medición simple de energía con medición concentrada (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.
6 Pág Lima, lunes 24 de agosto de 2009 escargado desde 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. PESE : Factor de expansión de pérdidas de energía en subestaciones de distribución MT/BT. PPMT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión. PPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión. PPSE : Factor de expansión de pérdidas de potencia en subestaciones de distribución MT/BT. 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). VSEPP : Valor agregado de distribución en subestaciones de distribución MT/BT para demandas de punta (S/./kW-mes). VAMT p : Valor agregado de distribución en media tensión ponderado a nivel empresa (S/./kW-mes). VABT p : Valor agregado de distribución en baja tensión ponderado a nivel empresa (S/./kW-mes). VASE p : Valor agregado de distribución en subestaciones de distribución MT/BT ponderado a nivel empresa (S/./kW-mes). 2. Tarifas de istribución Eléctrica 2.1 Valores Agregados de istribución y Cargos Fijos Los Valores Agregados de istribución para cada uno de los sectores de distribución típicos defi nidos en la Resolución irectoral Nº EM/GE, son los del cuadro siguiente:
7 escargado desde Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Especial VAMT S/./kW-mes VABT S/./kW-mes VASE S/./kW-mes Sector SER Inversiones 100% Estado Inversiones 100% Empresa VAMT S/./kW-mes VABT S/./kW-mes VASE S/./kW-mes La participación (%) de los costos de inversión (avnr) y, de operación y mantenimiento (OyM) en el VAMT, VABT y VASE es la siguiente: Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Especial VAMT avnr 66.86% 47.79% 70.95% 67.85% 76.40% 48.37% OyM 33.14% 52.21% 29.05% 32.15% 23.60% 51.63% VABT avnr 68.71% 62.74% 68.22% 71.38% 78.12% 61.19% OyM 31.29% 37.26% 31.78% 28.62% 21.88% 38.81% VASE avnr 67.30% 66.42% 63.64% 50.88% 68.42% 84.99% OyM 32.70% 33.58% 36.36% 49.12% 31.58% 15.01% Sector SER Inversiones 100% Estado Inversiones 100% Empresa VAMT avnr 23.50% 22.11% 67.04% 65.28% OyM 76.50% 77.89% 32.96% 34.72% VABT avnr 42.59% 34.80% 83.09% 77.95% OyM 57.41% 65.20% 16.91% 22.05% VASE avnr 19.78% 18.56% 62.03% 60.16% OyM 80.22% 81.44% 37.97% 39.84% La incidencia (%) del costo de capital de trabajo en el VAMT y VABT es la siguiente: Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Especial MT 0.48% 0.17% 0.09% 1.92% 0.92% 0.18% BT 0.46% 0.12% 0.10% 1.70% 0.85% 0.13% Sector SER Inversiones 100% Estado Inversiones 100% Empresa MT 1.95% 1.83% 0.82% 0.80% BT 1.45% 1.53% 0.42% 0.50% Los Cargos Fijos para cada uno de los sectores de distribución típicos defi nidos en la Resolución irectoral Nº EM/GE, son los del cuadro siguiente: Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Especial CFE S/./mes CFS S/./mes CFH S/./mes CFEAP S/./mes CFECO S/./mes Sector SER Inversiones 100% Estado Inversiones 100% Empresa CFE S/./mes CFS S/./mes CFH S/./mes CFEAP S/./mes
8 escargado desde Pág Lima, lunes 24 de agosto de 2009 El CCSP continuará rigiéndose por lo dispuesto en la Resolución OSINERG Nº OS/C, modifi cada por la Resolución OSINERG Nº OS/C. Los Valores Agregados VMTPP, VMTFP, VBTPP, VBTFP y VSEPP por empresa distribuidora se determinarán con las siguientes expresiones: VMTFP = VAMT p x FBP VMTPP = VMTFP x PTPMT VBTFP = VABT p x FBP VBTPP = VBTFP x PTPBT VSEPP = VASE p x FBP x PTPBT Los VAMT p, VABT p y VASE p deberán ser calculados por las empresas distribuidoras a partir de los Valores Agregados de istribución fi jados por sector típico y los factores de ponderación del VAMT, VABT y VASE que sean fi jados a través de la resolución de fi jación de los factores de ponderación del VA respectiva. 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 Valores Agregados de istribución y Cargos Fijos Zonas de la Amazonía Los Valores Agregados de istribución aplicables a las zonas de la amazonía, bajo el ámbito de la Ley Nº 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía, son los del cuadro siguiente y están expresados en nuevos soles por kw-mes (S/./kW-mes). Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 VAMT VABT VASE Sector SER Inversiones 100% Estado Inversiones 100% Empresa VAMT VABT VASE Factores de Economía de Escala Sector Típico 1 Sector Típico 1 Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Sector Típico 2 Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Sector Típico 3 Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre
9 Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág Sector Típico 4 escargado desde Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Sector Típico 5 Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Sector Especial Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Sector SER (Inversiones 100% Estado e Inversiones 100% Empresa con Medidor Prepago) Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Sector SER (Inversiones 100% Estado e Inversiones 100% Empresa con Medidor Convencional) Periodo VAMT VABT VASE Cargos Fijos Noviembre 2009 Octubre Noviembre 2010 Octubre Noviembre 2011 Octubre Noviembre 2012 Octubre Cargo por Energía Reactiva (CER) CER = S/./kVAR.h 3. Parámetros de Cálculo Tarifario 3.1 Factores de Expansión de Pérdidas Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector Especial SER Media Tensión Energía PEMT Potencia PPMT Subestaciones de istribución MT/BT Energía PESE Potencia PPSE Baja Tensión Energía PEBT Potencia PPBT Factores de Coincidencia Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector Especial SER FCPPMT FCFPMT FCPPBT FCFPBT
10 Pág Factores de Contribución a la Punta Lima, lunes 24 de agosto de 2009 escargado desde Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector Especial SER CMTPP g CMTFP g CBTPP g CBTFP g CMTPP d CMTFP d CBTPP d CBTFP d Número de Horas de Uso de Baja Tensión Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector Especial SER NHUBT NHUBTPP A NHUBTFP A NHUBTPP B NHUBTFP B NHUBTPRE NHUBTAP Factores de Corrección del Valor Agregado de istribución Los factores de corrección del Valor Agregado de istribución PTPMT y PTPBT que ajustan el VAMT, VABT y VASE, por las ventas de potencia en horas fuera de punta son los siguientes: Empresa PTPMT PTPBT Coelvisac-Villacurí Coelvisac-Resto Edecañete Edelnor Electro Oriente Electro Pangoa Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Para los sistemas de distribución eléctrica administrados por empresas municipales y otros no especifi cados en la tabla anterior, se tomará los valores y para el PTPMT y PTPBT respectivamente. 3.6 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.
11 Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág (a c e) Ep (a c e) (b d f ) escargado desde onde: 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, BT5, BT6 y BT7. PE = Ep x PEPP + ( 1 Ep ) x PEFP Las empresas deberán comunicar al OSINERGMIN los resultados y el sustento respectivo del Ep, a más tardar el 15 de marzo de cada año en los formatos que se establezcan para tal fi n. El 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 el OSINERGMIN de acuerdo con las fórmulas antes referidas. 3.7 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, deberán ajustarse anualmente de conformidad al balance de potencia coincidente en horas punta con el objetivo de evitar la sobre-venta o sub-venta de potencia de punta, de forma tal que exista igualdad entre la potencia ingresada menos las pérdidas efi cientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. 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 OSINERG Nº OS/C 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, BT5, 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 período anual anterior y tendrá vigencia a partir del 01 de mayo de cada año. Para los sistemas con demanda máxima menor a 12 MW el valor de FBP será de 1.0, pudiendo la empresa distribuidora demostrar otros factores ante el OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG Nº OS/C o en aquella que la sustituya. Las empresas de distribución eléctrica deberán solicitar anualmente al OSINERGMIN la aprobación de los resultados del FBP de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG Nº OS/C o en aquella que la sustituya. Para el período noviembre abril 2010 se aplicará los valores siguientes:
12 Pág Empresa Sistema FBP MT FBP BT Edelnor Lima Norte Lima, lunes 24 de agosto de 2009 escargado desde Empresa Sistema FBP Empresa Edelnor Huaral-Chancay Huacho Supe-Barranca Electrocentro Huancayo Electronorte Chiclayo Chiclayo Baja ensidad Hidrandina Trujillo Chimbote Caraz-Carhuaz-Huaraz Electronoroeste Piura Sullana-El Arenal-Paita Sullana II y III (Poechos) Tumbes Electro Oriente Iquitos Tarapoto-Moyobamba Electrosur Tacna Electro Sur Este Cusco Electro Sur Medio Ica Ica Baja ensidad Pisco Pisco Urbano Rural Chincha Chincha Baja ensidad Electro Ucayali Pucallpa Luz del Sur Lima Sur Seal Arequipa Electro Puno Juliaca 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 en barra en las subestaciones de referencia, adicionándoles los cargos por transmisión y transformación hasta las barras de media tensión del sistema de distribución eléctrica, según la metodología regulada por el OSINERGMIN para los Precios en Barra. En tanto la Resolución de Precios en Barra, u otra específi ca, no regule de manera diferente, se obtendrá para cada sistema de distribución eléctrica una distancia equivalente de transmisión en función de los kw-km, multiplicando las respectivas demandas ó potencias instaladas por las distancias acumuladas a la barra de referencia y dividiendo la sumatoria por la demanda ó potencia instalada total. Asimismo, se establecerán los demás parámetros que sean necesarios para defi nir el costo de transmisión y transformación en los términos que establece la Resolución de Precios en Barra. Cuando existan líneas de transmisión de distinta tensión se obtendrá la distancia equivalente de transmisión en el nivel de tensión de mayor longitud (tensión de referencia). Las distancias en niveles de tensión distintos se ajustarán de modo que considerando el cargo unitario regulado en la tensión de referencia se obtenga el mismo costo total. Las empresas distribuidoras deberán solicitar al OSINERGMIN la aprobación de la distancia equivalente y demás parámetros a emplear, adjuntando para este fi n los diagramas unifi lares y la información sustentatoria previa a su aplicación. icho trámite se efectuará cuando las condiciones del cálculo de la distancia equivalente varíen. Para efectos de la presente resolución, las distancias equivalentes a considerar serán las vigentes a la fecha. Artículo 2º.- Fíjese las fórmulas de actualización de los Valores Agregados de istribución y Cargos Fijos según lo establecido en el Artículo 73º de la LCE. 1. Valor Agregado de istribución en Media Tensión (VAMT) FAVAMT AMT IPM IPM BMT CMT IPCu IPCu MT IPAl IPAl Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa AMT BMT CMT MT
13 escargado desde Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág Siendo: AMT : Coefi ciente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VAMT BMT : Coefi ciente de participación de los productos importados en el VAMT CMT : Coefi ciente de participación del conductor de cobre en el VAMT MT : Coefi ciente de participación del conductor de aluminio en el VAMT La participación de las partidas arancelarias en el coefi ciente de participación de los productos importados (BMT) es la siguiente: Partida Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Arancelaria Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa % 32.29% 42.88% 0.94% 4.00% 42.62% 8.52% 8.52% 8.52% 8.52% % 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% % 0.60% 8.21% 0.43% 0.26% 10.81% 1.24% 1.24% 1.24% 1.24% % 54.01% 29.27% 63.22% 37.93% 10.54% 49.39% 49.39% 49.39% 49.39% % 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% % 13.10% 19.64% 35.41% 57.81% 36.03% 40.85% 40.85% 40.85% 40.85% % 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% % % % % % % % % % % La participación de la partida arancelaria del Cobre ( ) en el coefi ciente de participación del conductor de cobre (CMT) es 100%. La participación de la partida arancelaria del Aluminio ( ) en el coefi ciente de participación del conductor de alumino (MT) es 100%. 2. Valor Agregado de istribución en Baja Tensión (VABT) FAVABT ABT IPM IPM BBT CBT IPCu IPCu BT IPAl IPAl Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa ABT BBT CBT BT Siendo: ABT : Coefi ciente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VABT BBT : Coefi ciente de participación de los productos importados en el VABT CBT : Coefi ciente de participación del conductor de cobre en el VABT BT : Coefi ciente de participación del conductor de aluminio en el VABT La participación de las partidas arancelarias en el coefi ciente de participación de los productos importados (BBT) es la siguiente: Partida Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Arancelaria Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa % 14.93% 10.45% 0.58% 1.53% 7.89% 1.07% 1.81% 1.07% 1.81% % 43.53% 42.97% 39.26% 44.35% 79.82% 24.49% 41.26% 24.49% 41.26% % 0.28% 2.00% 0.27% 0.10% 2.00% 0.16% 0.26% 0.16% 0.26% % 4.47% 4.95% 9.25% 7.69% 2.48% 4.12% 6.94% 4.12% 6.94% % 30.73% 34.85% 32.77% 29.57% 1.14% 7.38% 12.45% 7.38% 12.45% % 6.06% 4.78% 17.87% 16.76% 6.67% 8.75% 14.75% 8.75% 14.75% % 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 54.03% 22.53% 54.03% 22.53% % % % % % % % % % %
14 escargado desde Pág Lima, lunes 24 de agosto de 2009 La participación de la partida arancelaria del Cobre ( ) en el coefi ciente de participación del conductor de cobre (CBT) es 100%. La participación de la partida arancelaria del Aluminio ( ) en el coefi ciente de participación del conductor de alumino es (BT) 100%. 3. Valor Agregado de istribución en Subestaciones de istribución MT/BT (VASE) FAVASE ASE IPM IPM BSE CSE IPCu IPCu SE IPAl IPAl Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa ASE BSE CSE SE Siendo: ASE : Coefi ciente de participación de la mano de obra y productos nacionales en el VASE BSE : Coefi ciente de participación de los productos importados en el VASE CSE : Coefi ciente de participación del conductor de cobre en el VASE SE : Coefi ciente de participación del conductor de aluminio en el VASE La participación de las partidas arancelarias en el coefi ciente de participación de los productos importados (BSE) es la siguiente: Partida Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Arancelaria Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa % 5.85% 3.67% 0.15% 0.39% 1.38% 0.98% 0.98% 0.98% 0.98% % 83.14% 84.24% 78.21% 82.63% 94.18% 82.07% 82.07% 82.07% 82.07% % 0.11% 0.70% 0.07% 0.03% 0.35% 0.14% 0.14% 0.14% 0.14% % 8.53% 9.71% 18.36% 14.23% 2.92% 13.59% 13.59% 13.59% 13.59% % 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% % 2.37% 1.68% 3.21% 2.72% 1.17% 3.22% 3.22% 3.22% 3.22% % 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% % % % % % % % % % % La participación de la partida arancelaria del Cobre ( ) en el coefi ciente de participación del conductor de cobre (CSE) es 100%. La participación de la partida arancelaria del Aluminio ( ) en el coefi ciente de participación del conductor de alumino (SE) es 100%. 4. Cargos Fijos (CFE, CFS, CFH, CFEAP y CFECO) FACF IPM IPM 0 5. Cargo por Energía Reactiva (CER) TC FACER TC 0 6. efinición de los Parámetros de las Fórmulas de Actualización TC (1TA)
15 Lima, lunes 24 de agosto de 2009 Pág Siendo: : Índice de productos importados. escargado desde TC : Valor referencial para el ólar de los Estados Unidos de Norteamérica: ólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta y emanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace. Se utilizará el último valor venta publicado en el iario Ofi cial al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. TA : Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico. Se utilizarán los valores de TC y TA vigentes 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 ofi cial 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. US$/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú Cotizaciones CIF de Productos (atos promedio del período). IPAl : Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt s Metals Week. Los valores base que se utilizarán en las fórmulas de actualización son: TC 0 (S/./US$) : TA 0 Cu (%) (1) : 9% TA 0 Al (%) (2) : 0% IPM 0 : IPCu 0 (ctv. US$/lb) : IPAl 0 (US$/tn) : (1) Tasa Arancelaria base (TA 0 Cu) para el rubro de conductor de cobre. (2) Tasa Arancelaria base (TA 0 Al) para el rubro de conductor de aluminio. Las Tasas Arancelarias bases (TA 0 ) para el rubro de productos importados, calculadas de acuerdo con la participación de las respectivas partidas arancelarias en el VAMT, VABT y VASE por sector típico, son las siguientes: Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Especial 100% Estado 100% Estado 100% Empresa 100% Empresa VAMT 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% VABT 1.53% 2.77% 3.14% 2.95% 2.66% 0.10% 0.66% 1.12% 0.66% 1.12% VASE 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% El valor base del tipo de cambio del ólar de los Estados Unidos de Norteamérica (TC 0 ) corresponde al 31/12/2008. Los valores base de las tasas arancelarias (TA 0 ) se determinaron a partir de las tasas por partidas arancelarias vigentes al 31/12/2008. Partida Tasa Arancelaria Arancelaria % % % % % % %
16 escargado desde Pág Lima, lunes 24 de agosto de 2009 El valor base del índice de precios al por mayor (IPM 0 ) corresponde al mes de diciembre de El valor base del precio del cobre corresponde al promedio de los precios promedios mensuales de los 12 últimos meses que terminan en diciembre de El valor base del precio del aluminio corresponde al promedio de los precios promedios semanales (week avg.) de las 52 últimas semanas que terminan en la cuarta semana del mes de diciembre (26/12/2008). Artículo 3º.- Fíjese los factores de proporción aplicables en el cálculo de la tarifa eléctrica rural, de conformidad con el Artículo 25º del Reglamento de la Ley General de Electrifi cación Rural, de acuerdo a lo siguiente: Número Empresa Inversiones de las Empresas u Otras Entidades (fp) Factores de Proporción Inversiones del Estado (1 - fp) Total 1 Electro Oriente 0.00% % % 2 Electro Puno 0.00% % % 3 Electro Sur Este 0.00% % % 4 Electro Sur Medio % 0.00% % 5 Electro Tocache 0.00% % % 6 Electrocentro 0.76% 99.24% % 7 Electronoroeste 0.00% % % 8 Electronorte 0.00% % % 9 Hidrandina 0.00% % % 10 Seal 1.15% 98.85% % A partir de los VA respectivos del sector típico SER y los factores de proporción señalados, la tarifa eléctrica rural a nivel de cada empresa se determina según la siguiente fórmula: onde: TER fpva 100%Empresa (1 fp) VA100%Estado TER : Tarifa eléctrica rural a nivel empresa (media tensión o baja tensión) fp : Factor de proporción que refl eja las inversiones efectuadas por las empresas u otras entidades VA 100%Empresa : VA del sector típico SER que considera 100% de inversiones efectuadas por las empresas u otras entidades (VAMT, VABT o VASE) VA 100%Estado : VA del sector típico SER que considera 100% de inversiones efectuadas por el Estado (VAMT, VABT o VASE) Artículo 5º.- Fíjese el Factor del Costo del IGV (FIGV), igual a 1.19 que se aplicará al Precio de Barra de Compra de Energía 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 generadoras domiciliadas fuera de la amazonía. Artículo 6º.- Los pliegos tarifarios serán calculados de conformidad con la Norma de Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final. Los pliegos tarifarios serán actualizados cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones: Cuando los precios en barra sean variados por parte de las empresas de generación eléctrica según la regulación vigente para dichos precios. Cuando alguno de los factores de actualización FAVAMT, FAVABT, FAVASE y 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 fórmulas de actualización serán los disponibles al segundo día de cada mes. Los factores de actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos decimales. En el caso de producirse reajustes en los valores máximos, estos entrarán en vigencia el cuarto día de cada mes. Artículo 7º.- Para efectos de la compensación por racionamiento de energía y potencia a que se refi ere el artículo 168º 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 8º.- Las empresas de distribución eléctrica aplicarán las disposiciones tarifarias de los artículos precedentes para determinar los pliegos tarifarios a usuario fi nal, debiendo remitir previamente a su publicación en cada oportunidad copia suscrita por su representante legal a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN y la publicarán en uno de los diarios de mayor circulación local. La vigencia del correspondiente pliego tarifario será a partir del día siguiente a su publicación. Artículo 9º.- La presente resolución será vigente del 01 de noviembre de 2009 al 31 de octubre de Artículo 10º.- La presente resolución deberá ser publicada en el iario Ofi cial y consignada, junto con su Anexo Nº 1, en la página web del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe
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