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PÆg. 242700 NORMAS LEGALES Lima, martes 15 de abril de 2003 Cuadro Nº 5 Sistema Punto de Venta Precio Inicial (S/./Gln.) Eléctrico de Referencia (1) Diesel Nº 2 Residual Nº 6 PD2o PR6o SEIN Lima (2) 3,97 2,74 Aislado A y F Lima (2) 3,97 —- Aislado E Iquitos (3) —- 2,61 Aislado G Iquitos —- 3,42 Aislado I Pucallpa 4,77 —- Notas: (1) Plantas de venta de combustibles de Petróleos del Perú S.A. (2) Planta de venta Callao de Petróleos del Perú S.A. (3) Precio de venta de Petróleos del Perú S.A. a Elec- tro Oriente S.A. PGN = Precio Máximo de referencia del Gas Natu- ral, expresado en Nuevos Soles/MMBtu uti-lizando el TC; el cual se establecerá de acuerdo a lo señalado en la Resolución Di- rectoral Nº 007-2001-EM/DGE del 09.04.01. PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 6,060 S/./MMBtu. FOBCB = Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso determinado como la media aritmética de las tres fuentes de su- ministro (marcadores) que se indican en elCuadro Nº 6: Cuadro Nº 6 Marcador País Puerto PCS kcal/kg 1 INDONESIA Kalimantan 6 300 2 AUSTRALIA 1 Gladstone 6 500 3 AUSTRALIA 2 Newcastle 6 300 El promedio anual se calcula con las sema- nas correspondientes a los doce últimos meses, contados a partir del último mes con información disponible completa (el precio del mes es el promedio de las medias de los rangos publicados para las semanas que correspondan), tomados de la publicación semanal "International Coal Report" publi- cada por "The McGraw-Hill Companies"; ta- bla "ICR Steam Coal Assessments", colum- na "Current Price". FOBCBo = Valor del FOBCB utilizado en los cálculos tarifarios. El Valor inicial es igual a 24,81 US$/Ton, calculado con información del "In- ternational Coal Report" del período abril 2002-marzo 2003. Los factores FTC y FPM son los definidos en el numeral 1.1 1.3 ACTUALIZACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN UNITARIO AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (PCSPT) Los Cargos de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) serán actualizados utili- zando la siguiente fórmula de reajuste: PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT (13) FAPCSPT = l * FTC + m * FPM (14) l = 0,4956 m = 0,5044 Donde: PCSPT0 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, publi- cado en la presente Resolución, en S/./ kW-mes. PCSPT1 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, actuali- zado, en S/./kW-mes.FAPCSPT = Factor de Actualización del Cargo de Pea- je por Conexión Unitario al Sistema Princi- pal de Transmisión. Los factores FTC y FPM son los definidos en el numeral 1.1 Para el caso del Sistema Principal de Transmisión per- teneciente a REP, Transmantaro, Redesur e ISA, así como para el Cargo por Garantía por Red Principal, se considera- rá l = 1,000 y m = 0,000. 2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZA- CIÓN Las Fórmulas de Actualización, se aplicarán en las con- diciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricasy su Reglamento, y cuando alguno de los factores de ac- tualización (FAPPM, FAPEM, FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE, FACPSEE) en cualquiera de los Sis-temas Eléctricos se incremente o disminuya en más de 5%respecto a los valores de los mismos factores empleadosen la última actualización. Los Precios en Barra de la Energía en las Subestacio- nes Base del Sistema se obtendrán con las fórmulas (1) y (2), del Artículo 1º, luego de actualizar el Cargo de PeajeSecundario por Transmisión Equivalente en Energía (CP-SEE) y los Precios de la Energía a Nivel Generación (PEMPy PEMF). Los Precios en Barra de la Potencia de Punta en las Subestaciones Base del sistema se obtendrán con la fór- mula (3), del Artículo 1º, luego de actualizar el Precio de laPotencia de Punta a Nivel Generación (PPM) y el Cargo dePeaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Trans-misión (PCSPT). Los indicadores a emplear en las Fórmulas de Actuali- zación serán los disponibles al segundo día de cada mes. El FPGN y el FOBCB serán determinados por el OSINERGcon la información disponible al último día útil del mes ante-rior, momento desde el cual podrá ser recabado por losinteresados. Los factores de actualización tarifaria serán redondea- dos a cuatro dígitos decimales. Los valores actualizados de precios deberán ser redon- deados a dos decimales antes de su utilización. Artículo 3º.- Los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empre- sas distribuidoras, serán calculados empleando las fórmu- las tarifarias del Artículo 1º de la presente Resolución. En el caso de producirse reajustes en los precios máxi- mos, éstos entrarán en vigencia el cuarto día de cada mes. Artículo 4º.- Las empresas generadoras están obliga- das a comunicar por escrito a las empresas distribuidoras y al OSINERG, previos a su aplicación, sus pliegos tarifarios debidamente suscritos por sus representantes legales, bajoresponsabilidad. Artículo 5º.- El procedimiento de actualización tarifaria señalado en el Artículo 2º de la presente Resolución esaplicable a partir del 1 de mayo del presente año. Artículo 6º.- Para las empresas distribuidoras, los exce- sos de energía reactiva serán facturados con los siguien-tes cargos: 1. Cargo por el exceso de energía reactiva inductiva igual a: Cuadro Nº 7 Bloque ctm. S/./kVARh Primero 1,390 Segundo 2,640 Tercero 3,893 2. Cargo por el exceso de energía reactiva capacitiva igual al doble del cargo por el exceso inductivo correspon- diente al primer bloque. Los cargos por energía reactiva serán reajustados mul- tiplicándolos por el factor FTC definido en el numeral 1.1del Artículo 2º de la presente Resolución, en la mismaoportunidad en que se reajusten los Precios en Barra en los respectivos sistemas eléctricos. Artículo 7º.- Los Precios Medios en la Barra Equivalen- te de Media Tensión para el Sistema Eléctrico Interconec-tado Nacional, no podrán ser mayores en ningún caso al