NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 17 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2003 (17/09/2003)

PÆg. 251508 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 17 de setiembre de 2003 Artículo 2º.- Fíjese las Fórmulas de Actualización de las Tarifas en Barra y de las tarifas de transmisión a que se refiere el Artículo 1º de la presente Resolución, según lo siguiente: 1 FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN TARIFARIA De acuerdo a lo dispuesto en los Artículos 46º y 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas14, las tarifas obteni- das según los procedimientos definidos en el Artículo 1ºde la presente Resolución, serán actualizadas utilizando las siguientes Fórmulas de Actualización. 1.1 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE POTENCIA DE PUNTA A NIVEL GENERACIÓN (PPM) PPM1 = PPM0 * FAPPM (1) FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM (2) FTC = TC / TCo (3)FTAPBP = (1,0 + TA_PBP) / (1,0 + TA_PBPo) (4) FPM = IPM / IPMo (5) Cuadro Nº 2 Sistema a b SEIN 0,771 0,229 Para la actualización de los precios de potencia en los Sistemas Aislados se utilizará el valor resultante del factor FAPEM correspondiente que se señala en el nu-meral 1.2 siguiente (FAPPM=FAPEM). Donde:PPM0 = Precio de la Potencia de Punta, publica- da en la presente Resolución, en S/./kW-mes. PPM1 = Precio de la Potencia de Punta, actuali- zado, en S/./kW-mes. FAPPM = Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio. FTAPBP = Factor por variación de la Tasa Arance- laria para la importación del equipo elec-tromecánico de generación. FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor. TC = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de Améri- ca, determinado la Superintendencia deBanca y Seguros del Perú, correspondien- te a la "COTIZACIÓN DE OFERTA Y DE- MANDA - TIPO DE CAMBIO PROMEDIOPONDERADO" o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado enel Diario Oficial El Peruano. TCo = Tipo de Cambio inicial igual a S/. 3,481 por US Dólar. TA_PBP = Tasa Arancelaria vigente para la impor- tación de turbinas a gas de potencia su- perior a 5000 kW correspondiente a lapartida arancelaria 8411.82.00.00. TA_PBPo = Tasa Arancelaria inicial igual a 7%. Se utilizarán los valores de TC y TA_PBP vigentes al último día del mes anterior a aquel en que las tarifas re- sultantes sean publicadas. IPM = Índice de Precios al Por Mayor, publica- do por el Instituto Nacional de Estadísti-ca e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Ofi- cial El Peruano. IPMo = Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 154,886242. 1.2 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE ENERGÍA A NIVEL GENERACIÓN EN LAS SUBESTACIONES BASE DEL SISTEMA (PEMP y PEMF) PEMP1 =PEMP0 * FAPEM (6) PEMF1 =PEMF0 * FAPEM (7)FAPEM =d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB (8)FD2 =PD2 / PD2o (9) FR6 =PR6 / PR6o (10) FPGN =PGN/PGNo (11) FCB =(0,3539 + 0,6461*FOBCB/FOBCBo) * FTC (12) Cuadro Nº 3 Sistema d e f g s cb SEIN 0,1345 0,0212 0,2637 0,4852 0,0000 0,0954 Aislado A 0,1065 0,6327 0,0000 0,0000 0,2608 0,0000 Aislado B 0,2410 0,0000 0,0000 0,0000 0,7590 0,0000 Aislado E 0,2813 0,0000 0,5123 0,0000 0,2064 0,0000 Aislado F 0,0787 0,7306 0,0000 0,0000 0,1907 0,0000 Aislado G 0,2990 0,0000 0,2570 0,0000 0,4440 0,0000 Aislado H 0,2670 0,0000 0,0000 0,0000 0,7330 0,0000 Aislado I 0,0980 0,6580 0,0000 0,0000 0,2440 0,0000 Donde: PEMP0 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestacio-nes Base publicadas en la presente Re- solución, en céntimos de S/./kW.h. PEMF0 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Sub- estaciones Base publicadas en la pre- sente Resolución, en céntimos de S/./kW.h. PEMP1 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestacio-nes Base, actualizado, en céntimos de S/./kW.h. PEMF1 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Sub- estaciones Base, actualizado, en cénti- mos de S/./kW.h. FAPEM = Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel Generación en las Sub- estaciones Base del Sistema. FD2 = Factor por variación del precio del petró- leo Diesel Nº 2. FR6 = Factor por variación del precio del petró- leo Residual Nº 6. FPGN = Factor por variación del precio del Gas Natural. FCB = Factor por variación del precio del Car- bón Bituminoso. PD2 = Precio Neto del Petróleo Diesel Nº 2 sin incluir impuestos aplicables a los com- bustibles, en el punto de venta de refe- rencia, al último día del mes anterior, enS/./Gln. PD2o = Precio inicial del Petróleo Diesel Nº 2 en el punto de venta de referencia, en S/./Gln, según el cuadro siguiente. PR6 = Precio Neto del petróleo Residual Nº 6 sin incluir impuestos aplicables a loscombustibles, en el punto de venta de referencia, al último día del mes ante- rior, en S/./Gln. Para el caso del Siste-ma Aislado Típico E se empleará el pre- cio de venta de Petróleos del Perú S.A. a Electro Oriente S.A. PR6o = Precio inicial del Petróleo Residual Nº 6 en el punto de venta de referencia, en S/ ./Gln, según el cuadro siguiente. 14 Artículo 46º.- Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijados semestralmente por la Comisión de Tarifas de Energía y entra- rán en vigencia en los meses de mayo y noviembre de cada año. Las tarifas sólo podrán aplicarse previa su publicación en el Diario Oficial ElPeruano y en un diario de mayor circulación.PROYECTO