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PÆg. 240989 PROYECTO Lima, martes 18 de marzo de 2003 6 en el punto de venta de referencia, en S/./Gln, según el cuadro siguiente. 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) 3,81 2,90 Aislado A y F Lima (2) 3,81 —- Aislado E Iquitos (3) —- 2,77 Aislado G Iquitos —- 3,58 Aislado I Pucallpa 4,59 —- Notas: (1) Plantas de venta de combustibles de Petró- leos 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 Electro Oriente S.A. PGN = Precio Máximo de referencia del Gas Natural, expresado en Nuevos Soles/ MMBtu utilizando el TC; el cual se es- tablecerá de acuerdo a lo señaladoen la Resolución Directoral Nº 007- 2001-EM/DGE del 09.04.01. PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 6,071 S/./MMBtu. FOBCB = Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso deter-minado como la media aritmética de las tres fuentes de suministro (mar- cadores) que se indican en el Cua-dro 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 semanas correspondientes a losdoce últimos meses, contados a par- tir del último mes con información dis- ponible completa (el precio del meses el promedio de las medias de los rangos publicados para las semanas que correspondan), tomados de lapublicación semanal "International Coal Report" publicada por "The McGraw-Hill Companies"; tabla "ICRSteam Coal Assessments", columna "Current Price". FOBCBo = Valor del FOBCB utilizado en los cál- culos tarifarios. El Valor inicial es igual a 25,05 US$/Ton, calculado con in-formación del "International Coal Re- port" del período marzo 2002-febre- ro 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 TRANS- MISIÓN (PCSPT) Los Cargos de Peaje por Conexión Unitario al Sis-tema Principal de Transmisión (PCSPT) serán ac- tualizados utilizando la siguiente fórmula de re- ajuste: PCSPT1 =PCSPT0 * F APCSPT (13) FAPCSPT =l * FTC + m * FPM (14)l = 0,4956 m = 0,5044 Donde:PCSPT0 = Cargo de Peaje por Conexión Unita- rio al Sistema Principal de Transmi-sión, publicado en la presente Reso- lución, en S/./kW-mes. PCSPT1 = Cargo de Peaje por Conexión Unita- rio al Sistema Principal de Transmi- sión, actualizado, en S/./kW-mes. FAPCSPT= Factor de Actualización del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Siste- ma Principal de Transmisión. Los factores FTC y FPM son los definidos en el numeral 1.1 Para el caso del Sistema Principal de Transmi- sión perteneciente a REP, Transmantaro, Redes- ur e ISA, se considerará l = 1,000 y m = 0,000. 2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZA- CIÓN Las Fórmulas de Actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesio- nes Eléctricas y su Reglamento, y cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM,FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE, FACP- SEE) en cualquiera de los Sistemas Eléctricos se incremente o disminuya en más de 5% respecto alos valores de los mismos factores empleados en la última actualización. Los Precios en Barra de la Energía en las Subesta- ciones Base del Sistema se obtendrán con las fór- mulas (1) y (2), del Artículo 1º, luego de actualizar el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equi-valente en Energía (CPSEE) y los Precios de la Energía a Nivel Generación (PEMP y PEMF). Los Precios en Barra de la Potencia de Punta en las Subestaciones Base del sistema se obtendrán con la fórmula (3), del Artículo 1º, luego de actuali- zar el Precio de la Potencia de Punta a Nivel Gene-ración (PPM) y el Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT). Los indicadores a emplear en las Fórmulas de Ac- tualización serán los disponibles al segundo día de cada mes. El FPGN y el FOBCB serán determina-dos por el OSINERG con la información disponible al último día útil del mes anterior, momento desde el cual podrá ser recabado por los interesados. Los factores de actualización tarifaria serán redon- deados a cuatro dígitos decimales. Los valores actualizados de precios deberán ser re- dondeados a dos decimales antes de su utilizac ión. Artículo 3º.- Los precios máximos a partir de los cua- les se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empresas distribuidoras, serán calculados empleando las fórmulas tarifarias del Artículo 1º de la presente Resolu-ción. En el caso de producirse reajustes en los precios máxi- mos, éstos entrarán en vigencia el cuarto día de cadames. Artículo 4º.- Las empresas generadoras están obli- gadas a comunicar por escrito a las empresas distribui-doras y al OSINERG, previos a su aplicación, sus plie- gos tarifarios debidamente suscritos por sus represen- tantes legales, bajo responsabilidad. Artículo 5º.- El procedimiento de actualización tarifa- ria señalado en el Artículo 2º de la presente Resolución es aplicable a partir del 1 de mayo del presente año. Artículo 6º.- Para las empresas distribuidoras, los ex- cesos de energía reactiva serán facturados con los si- guientes cargos: 1. Cargo por el exceso de energía reactiva inductiva igual a: