Resolución Nº 203-2013-OS ─ Valores agregados de distribución, Cargos fijos y Parámetros de cálculo tarifario del servicio de electricidad

Articulo 1°.- Fijese los Valores Agregados de Distribucion, Cargos Fijos y Parametros de Calculo Tarifario a que se refiere el Articulo 43°, incisos b) y d), y el Articulo 44° de la Ley de Concesiones Electricas. 1. Definici6n de Parametros VADMT Valor agregado de distribucion en media tension por sector tipico (S/./kW-mes), comprende las instalaciones de media tension. VADBT Valor agregado de distribucion en baja tension por sector tipico {S/./kW-mes). comprende las subestaciones de distribucion MT/BT y las instalaciones de baja tension del servicio particular y alumbrado publico. VADSED Valor agregado de distribucion en subestaciones de distribucion MT/BT por sector tipico (S/./kW-mes), comprende las subestaciones de distribucion MT/BT. aMT lncidencia del costo del capital de trabajo en el VADMT (%). BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504841 aBT lncidencia del costo del capital de trabajo en el VADBT (%). CFS Cargo fijo mensual para medicion simple de potencia y/o simple o doble medicion de energia (SI.Imes). CFH Cargo fijo mensual para medicion doble (horaria) de energ ia y potencia (SI.Imes). CFEAP Cargo fijo mensual para medicion simple del alumbrado publico (SI.Imes). CCSP Cargo comercial del servicio prepago (SI.Imes). CFHCO Cargo fijo mensual para medicion simple de energia con medicion centralizada (SI.Imes). CER Cargo por energia reactiva (S/./kVA R.h). Factor de contribucion a la punta de demandas en media tension presentes en punta para la potencia de generacion. Factor de contribucion a la punta de demandas en media tension presentes en fuera de punta para la potencia de generacion. Factor de contribucion a la punta de demandas en baja tension presentes en punta para la potencia de generacion. Factor de contribucion a la punta de demandas en baja tension presentes en fuera de punta para la potencia de generacion. CMTPPd Factor de contribucion a la punta de demandas en media tension presentes en punta para la potencia por uso de redes de distribucion. Factor de contribucion a la punta de demandas en media tension presentes en fuera de punta para la potencia por uso de redes de distribucion. Factor de contribucion a la punta de demandas en baja tension presentes en punta para la potencia por uso de redes de distribucion. CBTFPd Factor de contribucion a la punta de demandas en baja tension presentes en fuera de punta para la potencia por uso de redes de distribucion. FCPPMT Factor de coincidencia para demandas de punta en media tension. FCFPMT Factor de coincidencia para demandas de fuera de punta en media tension. FCPPBT Factor de coincidencia para demandas de punta en baja tension. FCFPBT Factor de coincidencia para demandas de fuera de punta en baja tension. PEMT Factor de expansion de perdidas de energia en media tension. PEBT Factor de expansion de perdidas de energia en baja tension (subestaciones de distribucion MT/BT, redes, acometidas y medidores). PESED Factor de expansion de perdidas de energia en baja tension (no incluye redes) PEBTCO Factor de expansion de perdidas de energia en baja tension para medicion centralizada (no incluye acometidas) PPMT Factor de expansion de perdidas de potencia en media tension. PPBT Factor de expansion de perdidas de potencia en baja tension (subestaciones de distribucion MT/BT, redes, acometidas y medidores). PPSED Factor de expansion de perdidas de potencia en baja tension (no incluye redes) PPBTCO Factor de expansion de perdidas de potencia en baja tension para medicion centralizada (no incluye acometidas) NHUBT Numero de horas de uso de medidores simples para calculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribucion de usuarios de baja tension. NHUBTPPA Numero de horas de uso de medidores de doble medicion de energia para calculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribucion de usuarios de baja tension con demanda maxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta. NHUBTFPA Numero de horas de uso de medidores de doble medicion de energia para calculo de potencias del bloque de fuera de punta del sistema de distribucion de usuarios de baja tension con demanda maxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta. NHUBTPP8 Numero de horas de uso de medidores de doble medicion de energia para calculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribucion de usuarios de baja tension con demanda maxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta. El Peruano 504842 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 NHUBTFP8 Numero de horas de uso de medidores de doble medicion de energia para calculo de potencias del bloque de fuera de punta del sistema de distribucion de usuarios de baja tension con demanda maxima mensual de hasta 20 kW en horas punta y de hasta 50 kW en horas fuera de punta. NHUBTPRE Numero de horas de uso para calculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribucion de usuarios del servicio prepago de baja tension. NHUBTAP Numero de horas de uso para el calculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribucion del servicio de alumbrado publico. PEPP Precio de la energ ia en horas de punta en la barra equivalente de media tension (S1./kW.h). PEFP Precio de la energia en horas fuera de punta en la barra equivalente de media tension (S1./kW.h). PE Precio ponderado de la energia en la barra equivalente de media tension (S1./kW.h). pp Precio de la potencia en horas de punta en la barra equivalente de media tensio n (S/./kW-mes). PTPMT Factor de correccion del valor agregado de distribucion en media tension. PTPBT Factor de correccion del valor agregado de distribucion en baja tension. VMTPP Valor agregado de distribucion en media tension para demandas de punta (S1./kW-mes). V MTFP Valo r agregado de distribucion en media tension pa ra demandas fuera de punta. (S/./kW-mes). VBTPP Valor agregado de distribucion en baja tension para demandas de punta (S1./kW-mes). VBTFP Valo r agregado de distribucion en baja tension para demandas de fuera de punta (S/./kW-mes). VSEDPP Valor agregado de distribucion en subestaciones de distribucion MT/BT para demandas de punta (S/./kW-mes). VADMTP Valor agregado de distribucion en media tension ponderado a nivel empresa (S/./kW-mes). VADBTp Valor agregado de distribucion en baja tension ponderado a nivel empresa (S/./kW-mes). VADSEDP Valor agregado de distribucion en subestaciones de distribucion MT/BT ponderado a nivel empresa (S/./kW-mes). 2. Tarifas de Distribuci6n Electrica 2.1 Valores Agregados de Distribuci6n y Cargos Fijos Los Va lores Agregados de Distribucion en S/ JkW-mes para cada uno de los sectores de distribucion tipicos definidos en la Resolucion Directoral N° 154-2012 EM/OGE, son los del cuadro siguiente: Parametro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector Sistemas Electricos Rurales (SER) Sector lnversiones 100% Estado lnversiones 100% Empresa Especial Prepago Postpago Prepago Postpago VADMT 11.862 10.898 20.599 25,041 48,671 36,561 75,084 79,879 168,062 172,858 19,403 VADBT 42,813 44,607 59,022 90,099 95,267 109,532 141,652 147,945 322,773 318,342 32,885 VADSE0 5,806 9,089 16,036 15,064 21,000 20,464 38,127 40,987 63,510 66,369 21,120 Los ValoresAgregados de Distribucion en S/./kW-mes aplicables a las Zonas de la Amazonia, bajo el ambito de la Ley N° 27037, Ley de Promocion de la Inversion en la Amazonia, son los del cuadro siguiente: Parametro Sector2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector Sistemas Electricos Rurales (SER) lnversiones 100% Estado lnversiones 100% Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago VADMT 11,552 21,83c 26,543 51,591 38,755 79,589 84,672 178,146 183,229 VADBT 47,283 62,563 95,505 100,983 116,104 150,151 156,822 342,139 337,443 VADSED 9,816 17,319 16,269 22,680 22,101 41,177 44,266 68,591 71,679 La participacion (%) de los costos de inversion (aVNR) y, de operacion y mantenimiento (OyM) en el VADMT, VADBT y VADSED es la siguiente: BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504843 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector Sistemas Electricos Rurales (SER) Sector lnversiones 100% lnversiones 100% Estado Especial Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago aVNR 76,49% 56,02% 62,59% 76,02% 61,09% 68,34% 28,43% 26.72% 68,03% 66,14% 48,65% VADMT OyM 23,51% 43,98% 37.41% 23,98% 38,91% 31.66% 71,57% 73,28% 31.97% 33,86% 51.35% aVNR 72,89% 53,65% 52,65% 67,06% 51,68% 56,98% 29,36% 26,44% 69,00% 65,81% 66,84% VADBT OyM 27,11% 46,35% 47,35% 32,94% 48,32% 43,02% 70,64% 73,56% 31,00% 34,19% 33,16% aVNR 81,20% 58,83% 36,53% 54,09% 40,97% 45,25% 15,28% 14,22% 49,14% 47,02% 88,38% VADSED OyM 18.80% 41.17% 63,47% 45.91% 59,03% 54,75% 84.72% 85,78% 50,86% 52.98% 11.62% La incidencia (% ) del costo de capital de trabajo en el VADMT y VADBT es la siguiente: Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector Sisternu Electricos Rurales (SER) Sector lnversiones 100% Estado lnversiones 100% Empresa Especial Prepago Postpago Prepago Postpago I a., 0,57% 0,43% 0,03% 0,32% 0,48% 0,13% 0,42% 0,36% 0,18% 0,16% 0,49% I a., 0,66% 0,45% 0,04% 0,45% 0,60% 0,18% 0,41% 0,36% 0,18% 0,17% 0,31% Los Cargos Fijos en SI.Imes para cada uno de los sectores de distribuci6n tipicos definidos en la Resoluci6n Directoral N° 154-2012 EM/OGE, son los del cuadro siguiente: Parametro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 SER Sector Especial CFE 2,304 2,860 2,939 3,467 3,704 3,750 4,944 3,477 CFS 2,880 5,957 7,661 11,870 12,786 12,990 15,740 9,173 CFH 3,630 5,957 7,661 13,036 14,360 14,740 15,740 9,173 CFEAP 3,398 3,097 5,179 3,467 3,704 3,750 4,944 3,477 CCSP,,~ 2,046 2,046 2,046 2,648 2,648 2,648 3,388 2,046 CCSP,~ 2,046 2,046 2,046 2,370 2,370 2,370 3,388 2,046 CFHCO 2,074 2,074 2,074 2,074 2,074 2,074 2,074 2,074 CFE (1) - - - 1,872 2.(XXl 2,025 2,670 - (1) Lectura sernestral Los Cargos Fijos en SI.Imes aplicables a las Zonas de la Amazonia, bajo el ambito de la Ley N° 27037, Ley de Promoci6n de la Inversion en la Amazonia, son los del cuadro siguiente: Parametro Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 SER CFE 2,946 3,027 3,571 3,815 3,863 5,092 CFS 6,136 7,891 12,226 13,170 13,380 16,212 CFH 6,136 7,891 13.427 14.791 15,182 16,212 CFEAP 3,190 5,334 3,571 3,815 3,863 5,092 CCSP . 2,107 2,107 2,727 2,727 2,727 3,490 CCSP. . 2,107 2,107 2,441 2,441 2,441 3,490 CFHCO 2,136 2,136 2,136 2,136 2,136 2,136 CFE (1) - -- 1,909 2,040 2,066 2,723 (1) Lectura semestral El cargo de reposici6n de la larjeta inteligente a efectos del servicio comercial prepago para todos los sectores tipicos es SI. 0 ,2 1. Los Valores Agregados VMTPP, VMTFP, VBTPP, VBTFP y VSEDPP por empresa distribuidora se determinaran con las siguientes expresiones: VMTFP = VADMT0 x FBP VMTPP = VMTFP x PTPMT VBTFP = VADBT x FBP 0 El Peruano 504844 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 VBTPP = VBTFP x PTPBT VSEDPP = VADSEDp x FBP x PTPBT Los VADMT , VADBT y VADSED deberan ser calculados por las empresas distribuidoras a partir de los Valores Agregados de o'istribuci6n fijados por sector tipico y los factores de ponderaci6n del VADMT, VADBT y VADSED que sean fijados a traves de la resoluci6n respectiva. El termino FBP representa el equilibria entre la facturaci6n de potencia a los usuarios y la potencia coincidente con la maxima demanda del sistema de distribuci6n electrica. 2.2 Factores de Economia de Escala Los factores de economia de escala aplicables en cada periodo indicado son los siguientes: 2.2.1 Sector Tipico 1 Periodo VADMT VADBT VAD SED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9939 0,9938 0,9946 0,9970 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9878 0,9877 0,9893 0,9939 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9818 0,9815 0,9840 0,9909 2.2.2 Sector Tipico 2 Periodo VADMT VADBT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013- Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9928 0,9923 0,9932 0,9957 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9857 0,9847 0,9866 0,9914 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9787 0,9773 0,9800 0,9873 2.2.3 Sector Tipico 3 Periodo VADMT VADBT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013- Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9952 0,9949 0,9947 0,9972 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9904 0,9898 0,9895 0,9945 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9856 0,9848 0,9844 0,9919 2.2.4 Sector Tipico 4 Periodo VADMT VADBT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9950 0,9952 0,9955 0,9970 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9901 0,9904 0,9911 0,9941 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9852 0,9857 0,9867 0,9912 2.2.5 Sector Tipico 5 Periodo VADMT VADBT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9979 0,9896 0,9899 0,9972 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9957 0,9794 0,9800 0,9943 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9936 0,9694 0,9702 0,9916 2.2.6 Sector Tipico 6 Periodo VADMT VADBT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9938 0,9904 0,9899 0,9972 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9876 0,9809 0,9800 0,9944 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9815 0,9716 0,9701 0,9917 BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504845 2 .2.7 Sector S ER (lnve rsiones 100% Estado e lnv ersiones 100% Empresa con Me didor Prepago) Periodo VADMT VADBT VAD SED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1.0000 1.0000 1.0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9905 0,9905 0,9906 0,9976 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9811 0,9810 0,9814 0,9953 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9717 0,9717 0,9722 0,9929 2.2.8 Sector SER (lnversiones 100% Estado e lnversiones 100% Empresa con Medidor Postpago) Periodo VADMT VAD BT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9914 0,9915 0,9921 0,9978 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9829 0,9830 0,9843 0,9957 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9745 0,9747 0,9766 0,9936 2.2.9 Sector Especial Periodo VADMT VAD BT VADSED Cargos Fijos Noviembre 2013 - Octubre 2014 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Noviembre 2014 - Octubre 2015 0,9950 0,9949 0,9957 0,9955 Noviembre 2015 - Octubre 2016 0,9901 0,9899 0,9914 0,9910 Noviembre 2016 - Octubre 2017 0,9853 0,9850 0,9872 0,9866 2.3 Cargo por Energia Reactiva (CER) CER = 0.0318 S/./kVAR.h. 3. Parametros de Calculo Tarifario 3.1 Factores de Expansion de Perdidas Los factores de expansion de perdidas aplicables en cada periodo indicado son los siguientes: Noviembre 2013 - Octtmre 2014 Factores de Expansion de Perdidas Sector Sector 1 Sector2 Sector 3 Sector 4 I Sector 5 Sector 6 Sector SER I I Especial Media Tension PEMT I Energia I 1,0131 I 1,0130 1,0174 1,0210 I 1,0380 1,0276 1,0203 1,0236 PPMT I Palencia I 1,0166 I 1,0169 1,0276 1,0328 I 1,0601 1,0534 1,0083 1,0322 SEDMT/BT PESED I Energia I 1,0599 I 1,0668 1,0654 1,0540 I 1,0599 1,0593 1,0625 1,0815 PPSED I Palencia I 1,0668 I 1,0687 1,0646 1,0544 I 1,0537 1,0560 1,0620 1,0710 Baja Tension PEBT I Energia I 1,0854 I 1,0875 1,0890 1,0762 I 1,0704 1,0687 1,0663 1,0838 PPBT I Palencia I 1,1082 I 1,0971 1,1066 1,0930 I 1,0763 1,0775 1,0708 1,0740 Baja Tension - Sistema de Medicion Centralizada PEBTCO I Energia I 1,0846 I 1,0868 1,0871 1,0756 I 1,0701 1,0684 1,0661 1,0837 PPBTCO I Palencia I 1,1073 I 1,0960 1,1030 1,0919 I 1,0755 1,0767 1,0703 1,0738 Noviembre 2014 - Octtmre 2015 Factores de Expansion de Perdidas Sector Sector 1 Sector2 Sector 3 Sector 4 I Sector 5 Sector 6 Sector SER I I Especial Media Tension PEMT I Energia I 1,0131 I 1,0130 1,0174 1,0210 I 1,0380 1,0276 1,0203 1,0236 PPMT I Palencia I 1,0166 I 1,0169 1,0276 1,0328 I 1,0601 1,0534 1,0083 1,0322 SEDMT/BT PESED I Energia I 1,0588 I 1,0656 1,0643 1,0529 I 1,0588 1,0582 1,0613 1,0804 PPSED I Palencia I 1,0656 I 1,0676 1,0635 1,0533 I 1,0526 1,0549 1,0009 1,0699 El Peruano 504846 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16 deoc1Ubrede 2013 Baja Tension PEBT Energia 1,0842 1,0864 1,0878 1,0750 1,0693 1,0676 1,0652 1,0826 PPBT Potencia 1,1069 1,0959 1,1053 1,0918 1,0752 1,0763 1,0696 1,0728 Baja Tension • Sistema de Medicion Centralizada PEBTCO Energia 1,0834 1,0857 1,0859 1,0745 1,0689 1,0672 1,0650 1,0825 PPBTCO Potencia 1,1061 1,0948 1,1018 1,0908 1,0743 1,0755 1,0692 1,0726 Noviembre 2015 • Octubre 2016 Fac1ores de Expansion de Perdidas I Sector 1 I Sec1or 2 Sector 3 Sector 4 I Sec1or 5 Sector 6 Sec1or SER Sector Especial Media Tension PEMT I Energia I 1,0131 I 1,0130 1,0174 1,0210 I 1,0380 1,0276 1,0203 1,0236 PPMT I Potencia I 1,0166 I 1,0169 1,0276 1,0328 I 1,0601 1,0534 1,0083 1,0322 SEDMT/BT PESED I Energia I 1,0578 I 1,0646 1,0633 1,0519 I 1,0578 1,0572 1,0603 1,0793 PPSED I Potencia I 1,0646 I 1,0666 1,0625 1,0523 I 1,0516 1,0539 1,0599 1,0688 Baja Tension PEBT I Energia I 1,0832 I 1,0853 1,0867 1,0740 I 1,0683 1,0666 1,0642 1,0815 PPBT I Potencia I 1,1058 I 1,0948 1,1042 1,0908 I 1,0741 1,0753 1,0686 1,0718 Baja Tension • Sistema de Medicion Centralizada PEBTCO I Energia I 1,0824 I 1,0846 1,0848 1,0734 I 1,0679 1,0662 1,0639 1,0814 PPBTCO I Potencia I 1,1050 I 1,0937 1,1007 1,0897 I 1,0733 1,0745 1,0681 1,0716 Noviembre 2016 • Octubre 2017 Fac1ores de Expansion de Perdidas I Sector 1 I Sec1or 2 Sector 3 Sector 4 I Sec1or 5 Sector 6 Sec1orSER Sector Especial Media Tension PEMT I Energia I 1,0131 I 1,0130 1,0174 1,0210 I 1,0380 1,0276 1,0203 1,0236 PPMT I Potencia I 1,0166 I 1,0169 1,0276 1,0328 I 1,0601 1,0534 1,0083 1,0322 SEDMT/BT PESED I Energia I 1,0566 I 1,0635 1,0621 1,0508 I 1,0566 1,0561 1,0592 1,0782 PPSED I Potencia I 1,0635 I 1,0654 1,0613 1,0512 I 1,0505 1,0527 1,0588 1,0677 Baja Tension PEBT I Energia I 1,0820 I 1,0841 1,0855 1,0728 I 1,0671 1,0654 1,0630 1,0804 PPBT I Potencia I 1,1046 I 1,0936 1,1030 1,0896 I 1,0730 1,0741 1,0675 1,0707 Baja Tension • Sistema de Medicion Centralizada PEBTCO I Energia I 1,0812 I 1,0834 1,0837 1,0723 I 1,0668 1,0651 1,0628 1,0803 PPBTCO I Potencia I 1,1038 I 1,0925 1,0995 1,0885 I 1,0722 1,0733 1,0670 1,0704 3.2 Factores de Coincidencia, Contribucion a la Punta y Numero de Horas de Uso de Baja Tension Factores de Coincidencia Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector Sector SER Especial FCPPMT 0,907 0,933 0.923 0.963 0.881 0.881 0,881 0.997 FCFPMT 0,861 0,849 0.788 0,755 0,949 0,922 0,922 0,904 FCPPBT 0,865 0,856 0,859 0,836 0,859 0,859 0,859 0,604 FCFPBT 0,797 0,714 0,787 0,797 0,787 0,787 0,787 0,931 Factores de Contribucion a la Punta Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector Sector SER Especial CMTPP, 0,810 0,869 0.796 0,902 0,914 0,895 0,945 0,138 CMTFP 0,552 0.429 0.496 0,582 0,582 0,601 0,601 0.002 ' BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504847 Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector Sector SER Especial CBTPP, 0,800 0.722 0,647 0,541 0,541 0,541 0,541 0,208 CBTFP, 0,548 0,473 0,580 0,580 0,580 0,580 0,580 0,062 CMTPP, 0.732 0.748 0,659 0,840 0.717 0.788 0,933 0,357 CMTFP, 0,471 0,361 0,426 0,475 0,475 0,486 0,486 0,273 CBTPP, 0,694 0,629 0,591 0,478 0,478 0,478 0,478 0,560 CBTFP, 0,442 0,410 0,481 0,481 0,481 0,481 0,481 0,460 Numero de Horas de Uso Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector 4 Sector 5 Sector 6 Sector Sector SER Especial NHUBT 426 362 353 305 262 262 208 319 NHUBTPPA 111 105 105 105 105 105 105 109 NHUBTFPA 311 482 482 482 482 482 482 437 NHUBTPP8 96 86 86 86 86 86 86 103 NHUBTFP8 296 382 382 382 382 382 382 301 NHUBTPRE 426 362 353 305 262 262 208 319 NHUBTAP 360 360 360 360 360 360 360 360 3.3 Factores de Correcci6n del Valor Agregado de Distribuci6n Los factores de correcci6n del Valor Agregado de Distribuci6n PTPMT y PTPBT que ajustan el VADMT, VADBT y VADSED, por las ventas de potencia en horas fuera de punta son los siguientes: Empresa PTPMT PTPBT Coelvisac-Villacuri 1,0000 1,0000 Coelvisac-Olrnos-Motupe-illirno 1,0000 1,0000 Coelvisac-Resto 0,9766 0,9003 Edecafiete 0,7263 0,9807 Edelnor 0,8446 0,9297 Electro Dunas - Chincha Baja Densidad 1,0000 1,0000 Electro Dunas - Santa Margarita. Tacama y Paracas 1,0000 1,0000 Electro Dunas - Resto 0.7697 0,9739 Electro Oriente 0.7988 0,9842 Electro Pangoa 1,0000 1,0000 Electro Puno 0,8228 0,9861 Electro Sur Este 0,9165 0,9782 Electro Tocache 0,9561 0,9982 Electro Ucayali 0,7335 0,9654 Electrocentro 0,9285 0,9810 Electronoroeste 0,6795 0,9613 Electronorte 0,8924 0,9702 Electrosur 0,7892 0,9606 Emsemsa 0,9750 0,9927 Emseusa 0,7904 0,9497 Hidrandina 0,8147 0,9808 Luz del Sur 0,8653 0,8828 Seal 0,8565 0,9654 Sersa 0,8671 0,9962 Otras empresas 0,9900 0,9900 3.4 Factor de Ponderaci6n del Precio de la Energia (Ep) El Ep se calculara anualmente a nivel de empresa de distribuci6n electrica para: i) los sistemas de distribuci6n electrica interconectados y, ii) los sistemas de distribuci6n electrica aislados con demanda maxima superior a 12 MW. El El Peruano 504848 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 Ep a aplicarse sera igual al promedio de los valores de los ultimos dos afios calendario y tendra vigencia a partir del 01 de mayo de cada afio. (a - c - e) Ep = - - ~ - - ~ - - (a - c - e) + (b - d - f) Donde: La energia anual entregada a los sistemas de distribucion electrica en barras de media tension: En horas de punta = a En horas fuera de punta = b La energia anual vendida en media tension (opciones tarifarias MT2, MT3 y clientes libres en media tension) multiplicada por el factor de expansion de perdidas PEMT: En horas de punta = c En horas fuera de punta = d La energia anual vendida en baja tension (opciones tarifarias BT2, BT3, BT5A y clientes libres en baja tension) multiplicada por los factores de expansion de perdidas PEMT y PEBT: En horas de punta = e En horas fuera de punta = f Las energias vendidas en cada una de las opciones tarifarias deberan considerar el mismo periodo de facturacion con los ajustes que fueran necesarios. El Ep se aplicara para calcular el precio ponderado de la energia en barra equivalente de media tension (PE) de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C, BT5D, BT6 y BT7. PE = Ep x PEPP + ( 1 - Ep ) x PEFP Las empresas deberan comunicar al OSINERGMIN los resultados y el sustento respectivo del Ep, a mas tardar el 15 de marzo de cada afio en los formatos que se establezcan para tal fin. El OSINERGMIN realizara la revision y analisis de los resultados y el sustento, pudiendo formular fundadamente las observaciones que sean pertinentes. Para los sistemas aislados de distribucion electrica con demanda maxima menor a 12 MW, el Ep a aplicar sera de 0.35, pudiendo la empresa distribuidora demostrar otros factores ante el OSINERGMIN de acuerdo con las formulas antes referidas. 3.5 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas Punta (FBP) Las ventas de energia y potencia de los sistemas electlicos mayores a 12 MW de demanda maxima, deberan 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 perdidas eficientes y la potencia de punta efectiva supuestamente vendida. Por cada sistema de distribucion electrica se determinara anualmente el factor de balance de potencia en horas punta (FBP) que afectara los correspondientes valores agregados de distribucion. Las empresas de distribucion electrica presentaran al OSINERGMIN para la aprobacion del respectivo FBP, la informacion sustentatoria de acuerdo a lo establecido en la Resolucion OSINERG N° 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. La potencia teorica coincidente (PTC) sera 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 calcularan a partir de la facturacion de potencia y se afectaran los correspondientes factores de coincidencia y factores de contribucion a la punta segun corresponda. PTCM: La PTC de las tarifas BT5A, BT5B, BT5C, BT5D, BT6 y BT7 se obtendra a partir de la facturacion de energia y del numero de horas de uso correspondiente. PPR: Las perdidas de potencia reconocidas seran calculadas segun los factores de expansion de perdidas. El valor de PTC no podra ser mayor que la maxima demanda del sistema de distribucion electrica, ajustandose a esta mediante el factor FBP. El valor FBP sera calculado anualmente con la inforrnacion correspondiente al periodo anual anterior y tendra vigencia a partir del 01 de mayo de cada afio. Para los sistemas con demanda maxima menor a 12 MW el valor de FBP sera de 1,0, pudiendo la empresa distribuidora demostrar otros factores ante el OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido en la Resolucion OSINERG N° 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. Las empresas de distribucion electrica deberan solicitar anualmente al OSINERGMIN la aprobacion de los resultados del FBP de acuerdo a lo establecido en la Resolucion OSINERG N° 0555-2002-OS/CD o en aquella que la sustituya. BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504849 Para el periodo noviembre 2013- abril 2014 se aplicara los valores siguientes: Empresa Sistema FBP Edecaiiete Canete 0,8789 Edelnor Lima Norte MT 0,9107 Lima Norte BT 0,9423 Huaral-Chancay 1,0111 Huacho Supe-Barranca Electro Ounas Chincha 0,9102 lea Pisco y Paracas Santa Margarita y Tacama Electro Orie11te Iquitos 0,8587 Tarapoto Electro Puno Juliaca 1,0059 Electro Sur Este Cusco 0,8713 Electro Ucayali Pucallpa 0,8964 Electroomtro Huancayo 0,9273 Huanuco Electronoroeste Piura y Catacaos 0,9560 Tumbe5, Mancora. Corrales y Zarumilla Sullana Paita Electronorte Chidayo 0,8676 Chidayo Baja Oensidad y Olmos Electrosur llo 0,8310 Tacna Hidrandina Cajamarca 0,9018 Chimbote. Casma. Nepeiia, Santa y Santa Rural Trujillo. Paijan-Malabrigo y Quiruvilca Caraz-Carhuaz-Huaraz Luz del Sur Lima Sur 0,9196 Seal Arequipa 0,8450 3.6 Precios en Barra Equivalente de Media Tension (PEPP, PEFP, PE y PP) Los precios en la barra equivalente de media tension se obtendran a partir de los precios correspondientes de generacion en las subestaciones de referencia, adicionandoles los cargos por peajes de transmision respectivos hasta las barras de media tension del sistema de distribucion electrica, segun la metodologia regulada por el OSINERGMIN para los precios de generacion y transmision.

Articulo 2°.- Fijese las formulas de actualizacion de los Valores Agregados de Distribucion y Cargos Fijos segun lo establecido en el Articulo 73° de la LCE. 1. Valor Agregado de Distribucion en Media Tension (VADMT) FAVADMT = AMTx IPM +BMT x TC +CMTx IPCu x TC +DMT x IPA/ x TC IPM0 TC0 IPCu0 TC0 IPA/0 TC0 Par.i.metro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Sector 100% 100% 100% Estado 100% Estado Especial Empresa Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago AMT 0,6727 0,8592 0,7771 0,6456 0,8048 0,6465 0,5012 0,5060 0,5012 0,5060 0,7733 BMT 0,2227 0,0632 0,1698 0,2837 0.0990 0,2626 0,4653 0,4609 0,4653 0,4609 0,1426 GMT 0,0337 0,0000 0,0032 0,0293 0,0205 0,0005 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0180 DMT O,Q709 0,0776 0,0499 0,0414 0,0757 0,0904 0,0332 0,0328 0,0332 0,0328 0,0061 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 El Peruano 504850 W NORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 Siendo : AMT Coeficiente de participaci6n de la mano de obra y productos nacionales en el VADMT BMT Coeficiente de participaci6n de los productos importados en el VADMT CMT Coeficiente de participaci6n del conductor de cobre en el VADMT DMT Coeficiente de participaci6n del conductor de aluminio en el VADMT 2. Valor Agregado de Distribuci6n en Baja Tension (VADBT) FAVADBT = ABTx IPM + BBT x TC +CBT x IPCu x TC + DBT x IPAl x TC IPM0 TC0 IPCu0 TC0 IPA/0 TC0 Parimelro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Sector 1000/o 1000/o 100% Estado 100% Estado Especial Empresa Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago ABT 0.6316 0,8359 0,6220 0,6525 0,7092 0,6984 0,5036 0,5088 0,5036 0,5088 0,7836 BBT 0,2596 0,0016 0,2229 0,2377 0,1950 0,2281 0,4589 0,4544 0,4589 0,4544 0,1106 CBT 0,0081 0,0004 0,0266 0,0099 0,0036 0,0015 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0180 DBT 0,1007 0,0021 0,1285 0,0999 0,0922 0,0720 0,0375 0,0368 0,0375 0,0368 0,0878 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Siendo: ABT Coeficiente de participaci6n de la mano de obra y productos nacionales en el VADBT BBT Coeficiente de participaci6n de los productos importados en el VADBT CBT Coeficiente de participaci6n del conductor de cobre en el VADBT DBT Coeficiente de participaci6n del conductor de aluminio en el VADBT 3. Valor Agregado de Distribuci6n en Subestaciones de Distribuci6n MT/BT (VADSED) F AVADSED = ASED x IPM + BSED x TC + CSED x IPCu x TC + DSED x IPA l x TC IPM0 TC0 IPCu0 TC0 IPA/0 TC0 Parimelro Sector 1 Sector 2 Sector 3 Sector4 Sector 5 Sector 6 Sector SER Sector SER Sector SER Sector SER Sector 1000/o 100% 100% Estado 100% Estado Especial Empresa Empresa Prepago Postpago Prepago Postpago ASED 0,4253 0,7923 0,4513 0,5548 0,6466 0,6000 0,7615 0,7665 0,7615 0,7665 0,7138 BSED 0,5381 0,1402 0,5292 0,4409 0,3330 0,3953 0,2383 0,2332 0,2383 0,2332 0,2157 CSED 0,0310 0,0675 0,0195 0,0043 0,0204 0,0047 0,0002 0,0003 0,0002 0,0003 0,0000 DSED 0,0056 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0105 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Siendo: ASED Coeficiente de participaci6n de la mano de obra y productos nacionales en el VADSED BSED Coeficiente de participaci6n de los productos importados en el VADSED CSED Coeficiente de participaci6n del conductor de cobre en el VADSED DSED Coeficiente de participaci6n del conductor de aluminio en el VADSED 4. Cargos Fijos y Cargo de Reposici6n de Tarjeta lnteligente FACF = IPM IPM0 BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504851 5. Cargo por Energia Reactiva (CER) FACER = TC TC0 6. Definici6n de los Parametros de las Formulas de Actualizaci6n TC Valor referencial para el D6Iar de los Eslados Unidos de Norteamerica: D6Iar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) publicado por la Superinlendencia de Banca y Seguros del Peru, cotizaci6n de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace. Se utilizara el ultimo valor venta publicado al ultimo dia habil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultanles seran aplicadas. 1PM indice de precios al por mayor, publicado por el lnslituto Nacional de Estadislica e Informatica. Se tomara el valor del mes de la ultima publicaci6n oficial disponible al ultimo dia habil del mes anterior a aquel en que las larifas resullantes seran aplicadas. IPCu indice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los ultimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Melales de Londres. Para estos efeclos se consideraran los doce meses que lerminan con el segundo mes anterior a aquel en que las larifas resullantes seran aplicadas. Para la oblenci6n de esle indicador se lomaran en cuenla la colizaci6n de la libra de cobre Londres en ctv. US$/lb, publicado en la Nola Semanal del Banco Central de Reserva del Peru "Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)". IPAI indice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las ultimas cincuenla y dos (52) semanas en la Bolsa de Melales de Londres. Para estos efectos se considerara las ultimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resullantes seran aplicadas. Para la obtenci6n de esle indicador se tomara en cuenla el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange {LME HG Cash) publicado por la revista Platt's Metals Daily. Los valores base que se ulilizaran en las formulas de actualizaci6n son: TCO (S/.IUS$) 2.551 IPMO 208.221718 IPCu0 (ctv. US$/lb) 360.55 IPAl0 (US$/tn) 2017.16 El valor base del tipo de cambio del D6Iar de los Estados Unidos de Norteamerica (TC0) corresponde al ultimo dia habil de diciembre de 2012 (28/12/2012). El valor base del indice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de diciembre de 2012. El valor base del precio del cobre corresponde al promedio de los precios promedios mensuales de los 12 ultimos meses que terminan en diciembre de 2012. El valor base del precio del aluminio corresponde al promedio de los precios promedios semanales (week avg.) de las 52 ultimas semanas que terminan en la cuarta semana del mes de diciembre de 2012.

Articulo 3°.- Fijese los faclores de proporci6n aplicables en el calculo de la larifa electrica rural para el periodo 01 de noviembre 2013 al 31 de oclubre de 2014, de conformidad con el Articulo 25° del Reglamento de la Ley General de Eleclrificaci6n Rural, de acuerdo a lo siguienle: Factores de Proportion lnversiones de las lnversiones del Nlimero Empresa Empresas u otras Estado Total Entidades (fp) (1 -fp) 1 Adinelsa 0,00% 100,00% 100,00% 2 Electro Dunas 100,00% 0,00% 100,00% 3 Electro Oriente 0,00% 100,00% 100,00% 4 Electro Puno 0,00% 100,00% 100,00% 5 Bectro Sur Este 0,00% 100.00% 100,00% 6 Electro Tocache 0,00% 100,00% 100,00% 7 Electro Ucayali 0,00% 100,00% 100,00% 8 Bectrocenlro 20,07% 79,93% 100,00% 9 Electronoroesle 0,00% 100,00% 100,00% 10 Electronorte 2.81% 97.19% 100.00% 11 Electrosur 0,00% 100,00% 100,00% 12 Hidrandina 11,99% 88,01% 100,00% 13 Seal 0,13% 99,87% 100,00% El Peruano 504852 WNORMAS LEGALES Mlerooles 16deoc1Ubrede 2013 A partir de los VAD respectivos del sector lipico SER y los factores de proporcion senalados, la tarifa electrica rural a nivel de cada empresa se determina seg(m la siguiente formula: TER = fp X V AD100%Empresa + (1- fp) X V AD100%Estado Donde: TER Tarifa electrica rural a nivel empresa (media tension o baja tension) fp Factor de proporcion que refleja las inversiones efectuadas por las empresas u otras entidades VAD 10 ~ VAD del sector lipico SER que considera 100% de inversiones efectuadas por las empresas u otras entidades (VADMT, VADBT o VADSED) VAD ,o0%Estado VAD del sector lipico SER que considera 100% de inversiones efectuadas por el Estado (VADMT, VADBT o VADSED) Los factores de proporcion seran recalculados anualmente tomando en cuenta la informacion necesaria del ano anterior a aquel en que se eslablezcan dichos factores. Las empresas deberan remitir la informacion necesaria en los formatos, medios y plazos establecidos en la Resolucion OSINERGMIN N° 670-2007-OS/CD o aquella que la reemplace. A rticulo 4 °.- Fij ese e l Facto r del Cosio del IGV (FIGV), igual a 1 mas el porcentaj e del IGV (1+o/olGV) que se aplicar a a los precios de compra de energ ia y potencia de aquellos sislemas de dislribucion electrica ubicados en las Zonas de la Amazonia bajo el ambito de la Ley N° 27037, o perados por empresas distribuidoras que adquieren energia electrica para dichos sistemas a empresas suministradoras domiciliadas fuera de la amazonia. El Factor del Costo del IGV a que se refiere el parrafo precedente, sera vigente en tanto el IGV aplicado a los precios de compra no sea recuperable o utilizado como credito fiscal. Cualquier variacion normativa sobre el referido IGV durante el periodo regulatorio previsto en el Articulo 8° de la presente Resolucion, determinara la adecuacion inmediata de dicho Factor por parte de OSINERGMIN.

Articulo 5°.- Las formulas de actualizacion contenidas en la presente resolucion se aplicaran cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones: Cuando los precios a nivel generacion del Sistema Electrico lnterconectado Nacional (SEIN) o los peajes de transmision se actualicen seg(m la regulacion vigente para dichos precios. Cuando alguno de los factores de actualizacion FAVADMT, FAVADBT, FAVADSED o FACF se incremente o disminuya en mas de 1,5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la ultima actualizacion. Los indicadores a emplear en las referidas formulas de actualizacion seran los disponibles al segundo dia calendario de cada mes. Los factores de actualizacion tarifaria seran redondeados a cuatro digitos decimales. En el caso de producirse reajustes en los valores maximos, los pliegos tarifarios seran actualizados y entraran en vigencia el cuarto dia calendario de cada mes.

Articulo 6°.- Para efectos de la compensacion por racionamiento de energ ia y potencia a que se refiere el articulo 168° del Reglamento de la LCE se considerara para la opcion tarifaria BTSA como precio de energia los valores B.1.1 (XPA) y 8 .2, y como precio de potencia los valores B.1.1 (YPA) y C; para las opciones tarifarias BTSB y BT6 como precio de energia el valor b1 , y como precio de potencia el valor b2; y para la opcion BT7 como precio de energia el valor b1 y como precio de potencia los valores b2 y b3, establecidos en la Norma de "Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicacion de las Tarifas a Usuario Final".

Articulo 7°.- Los pliegos tarifarios a usuario final seran calculados de conformidad con la Norma de "Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicacion de las Tarifas a Usuario Final". Los pliegos tarifarios aplicables a los usuarios finales seran determinados incorporando los Precios a Nivel Generacion, los Peajes de Transmision y/o Valor Agregado de Distribucion y Cargos Fijos que correspondan. Las empresas de distribucion electrica, el segundo dia calendario del mes, deberan remitir preliminarmente los pliegos tarifarios mediante correo electronico definido por OSINERGMIN, para la conformidad previa a su publicacion. Las empresas de distribucion electrica el tercer dia calendario del mes, publicaran los pliegos tarifarios en un diario de mayor circulacion local yen su web institucional. El d ia habil siguiente a la publicacion de los pliegos tarifarios, las empresas de distribucion electrica, deberan remitir a la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria del OSINERGMIN copia del recorte del diario con la publicacion de los pliegos, en la cual se visualice la fecha de publicacion. Dicha copia debera estar suscrita por el representante legal de la empresa. La vigencia del correspondiente pliego tarifario sera a partir del dia siguiente a su publicacion.

Articulo 8°.- La presente resolucion sera vigente del 01 de noviembre de 2013 al 31 de octubre de 2017. BPeruano Mlercoles 16de oclubre de 2013 fJJ NORMAS LEGALES 504853

Articulo 9°.- La presente resolucion debera ser publicada en el Diario Oficial "El Peruano• y consignada, junto con los lnfonnes N° 0432-2013-GART y N° 0430-2013-GART, en la pagina web del OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe. JESUS TAMAYO PACHECO Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGiA Y MINERiA OSINERGMIN N° 204-2013-OS/CD Lima, 14 de octubre de 2013 CONSIDERANDO: Que, los precios maximos o tarifas de distribucion del servicio publico de electricidad, se establecen mediante la fijacion del Valor Agregado de Distribucion (VAD), la cual debe llevarse a cabo cada 4 anos. La fijacion del VAD se realiza segun criterios previstos en los Articulos 63° al 68° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Electricas (LCE) y sus nonnas reglamentarias, estableciendose en los Articulos 70° y 71° de la LCE que para la fijacion de los VAD definitivos es necesario que el regulador calcule la Tasa lnterna de Retomo (TIR) considerando, entre otros elementos, el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de cada empresa, de modo que si la TIR de cada respectivo conjunto de empresas no difiere en mas de 4 puntos de la Tasa de Actualizacion de la LCE (12%), los VAD que les dan origen, sean definitivos, caso contrario se ajustan proporcionalmente hasta alcanzar el limite mas proximo superior o inferior; Que, de confonnidad con lo dispuesto por el Articulo 76° de la LCE, el VNR representa el costo de renovar las obras y bienes fisicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnologia y precios vigentes y para su fijacion, los concesionarios presentan informacion sustentatoria, siendo facultad del regulador rechazar fundadamente la incorporacion de bienes innecesarios; Que, de acuerdo a lo dispuesto por el Articulo 77° de la LCE, cada cuatro anos, OSINERGMIN actualiza el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribucion electrica, con la infonnacion presentada por las empresas concesionarias. En el caso de obras nuevas o retiros, la citada nonna dispone que OSINERGMIN, incorporara o deducira el respectivo VNR; Que, atendiendo a que, a fines de octubre de 2013, concluyen los 4 anos de vigencia de los VAD fijados mediante Resolucion OSINERGMIN N° 181-2009-OS/CD y sus modificatorias, nos encontramos en proceso de fijacion de los VAD que regiran para el periodo noviembre 2013 - octubre 2017, siendo necesario de acuerdo a lo expuesto en los considerandos precedentes, determinar para efectos del calculo de la TIR, el VNR de las instalaciones de cada empresa concesionaria; Que, cabe indicar que para la detenninacion de los referidos V NR, es necesario detenninar los metrados de cada concesionaria, partiendo de la informacion reportada por las empresas, luego realizar una adaptacion de dichos metrados y finalmente, con los metrados resultantes adaptados fijar el VNR adaptado que sera utilizado para el calculo de la TIR; Que, habiendo OSINERGMIN recibido, procesado, validado y analizado las Altas y Bajas de metrados del periodo 01 de julio 2011 al 30 de junio 2012, partiendo de los metrados resultantes aprobados por Resolucion OSINERGMIN N° 254-2012-OS/CD, ha detenninado dichas Altas y Bajas, asi como los metrados resultantes al 30 de junio de 2012, a efectos del calculo del VNR; Que, en consecuencia, para la fijacion del VAD, corresponde aprobar las Altas y Bajas de los metrados del periodo 01 de julio de 2011 al 30 de junio de 2012 y los metrados resultantes al 30 junio de 2012, asi como fijar el VNR de las instalaciones de distribucion electrica al 30 de junio de 2012; Que, el 22 de julio de 2013, mediante Resolucion OSINERGMIN N° 152-2013-OS/CD, se publico el proyecto de aprobacion de las Altas y Bajas del periodo 01 de julio de 2001 al 30 de junio de 2012 y metrados al 30 de junio de 2012, la fijacion del Valor Nuevo de Reemplazo de las lnstalaciones de Distribucion Electrica, con metrados adaptados al 30 de junio de 2012, asi como el factor de ajuste por verificacion de campo que le sirvio de base, la cual incluyo, la relacion de infonnacion sustentatoria de dicho proyecto y establecio el plazo dentro del cual se recibieron las opiniones y sugerencias de los interesados, habiendose realizado el analisis respectivo en el lnforme Tecnico N° 436-2013-GART y acogido aquellas que contribuyen al logro de los objetivos de la referida fijacion; Que, se han emitido los lnfonnes N° 436-2013-GART y N° 421-2013-GART, elaborados por la Division de Distribucion Electrica y la Asesoria Legal de la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria de OSINERGMIN respectivamente, los cuales complementan la motivacion que sustenta la decision de OSINERGMIN a que se refiere el numeral 4 del Articulo 3°de la Ley del Procedimiento Administrativo General; De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Electricas; en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversion Privada en los Servicios Publicos; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM y en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; asi como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas. Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de OSINERGMIN en su Sesion N° 31-2013. SE RESUELVE:

Articulo 1°.- Apruebese lasAltas y Bajas del periodo 01 de julio de 2011 al 30 de junio de 2012 y metrados al 30 de junio de 2012 de las instalaciones de distribucion electrica, que se indican a continuacion: