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

PÆg. 251509 NORMAS LEGALES Lima, miércoles 17 de setiembre de 2003 Cuadro Nº 4 Sistema Punto de Venta Precio Inicial (S/./Gln.) Eléctrico de Referencia (1) Diesel Nº 2 Residual Nº 6 PD2o PR6o SEIN Lima (2) 3,54 2,28 Aislado A y F Lima (2) 3,54 —- Aislado E Iquitos (3) —- 2,15 Aislado G Iquitos —- 2,96 Aislado I Pucallpa 4,34 —- 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 Natural, expresado en Nuevos Soles/ MMBtu utilizando el TC; el cual se esta-blecerá de acuerdo a lo señalado en la Resolución Directoral Nº 007-2001-EM/ DGE del 9.4.01. PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 6,078 S/./MMBtu. FOBCB = Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso determinado como la media aritmética de las tres fuentes de suministro (marcadores) quese indican en el Cuadro Nº 5: Cuadro Nº 5 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 los doce últimos meses, contados a partir del úl-timo mes con información disponible completa (el precio del mes es el pro- medio de las medias de los rangos pu-blicados para las semanas que corres- pondan), tomados de la publicación se- manal "International Coal Report" publi-cada por "The McGraw-Hill Companies"; tabla "ICR Steam Coal Assessments", columna "Current Price". FOBCBo = Valor del FOBCB utilizado en los cálcu- los tarifarios. El Valor inicial es igual a24,69 US$/Ton, calculado con informa- ción del "International Coal Report" del período setiembre 2002-agosto 2003. Los factores FTC y FPM son los definidos en el nu- meral 1.1 2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALI- ZACIÓN Las Fórmulas de Actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléc-tricas y su Reglamento, y cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM, FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE, FACPSEE) en cualquiera de losSistemas Eléctricos se incremente o disminuya en más de 5% respecto a los 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 fórmulas (1) y (2), del Artículo 1º, luego de actualizar el Cargo dePeaje Secundario por Transmisión Equivalente en Ener- gía (CPSEE) y los Precios de la Energía a Nivel Genera- ción (PEMP y 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 dela Potencia de Punta a Nivel Generación (PPM) y el Car- go de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT). Los indicadores a emplear en las Fórmulas de Actua- lización serán los disponibles al segundo día de cada mes. El FPGN y el FOBCB serán determinados por el OSI- NERG con la información disponible al último día útil delmes anterior, momento desde el cual podrá ser recabado por los interesados. Los factores de actualización tarifaria serán redondea- dos a cuatro dígitos decimales. Los valores actualizados de precios deberán ser re- dondeados a dos decimales antes de su utilización. Artículo 3º.- Los precios máximos a partir de los cua- les se determinarán los nuevos pliegos aplicables a lasempresas 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 cada mes. 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.- Las fórmulas de actualización tarifa- ria, señaladas en el Artículo 2º de la presente Reso- lución, son aplicables a partir del 1 de noviembre 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: Cuadro Nº 6 Bloque ctm. S/./kVARh Primero 1,392 Segundo 2,645 Tercero 3,900 2. Cargo por el exceso de energía reactiva capacitiva igual al doble del cargo por el exceso inductivo corres-pondiente al primer bloque. Los cargos por energía reactiva serán reajustados mul- tiplicándolos por el factor FTC definido en el numeral 1.1 del Artículo 2º de la presente Resolución, en la misma oportunidad en que se reajusten los Precios en Barra enlos respectivos sistemas eléctricos. Artículo 7º.- Los Precios Medios en la Barra Equi- valente de Media Tensión para el Sistema Eléctrico In-terconectado Nacional, no podrán ser mayores en nin- gún caso al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado Promedio (formado por un 70% delSistema Aislado Típico A y 30% del Sistema Aislado Típico B). Dicha comparación se efectuará en la Barra Equiva- lente de Media Tensión de los Sistemas Eléctricos, con- siderando un factor de carga de 55%, una estructura de compra de 35% de energía en Horas de Punta y 65% deenergía en Horas Fuera de Punta. En caso que los Precios Medios en la Barra Equiva- lente de Media Tensión sean mayores al Precio Medio enla Barra de Media Tensión del Sistema Aislado corres- pondiente, los costos respectivos serán reconocidos apli- cando el Factor Límite Tarifario (FLT), el cual será calcu-lado de acuerdo al siguiente procedimiento: FLT = PMSA / PMBEMTDonde: PMSA : Precio Medio en la Barra de Media Ten- sión del Sistema Aislado correspondien- te, en céntimos de S/./kW.h. PMBEMT : Precio Medio en la Barra Equivalente de Medía Tensión del Sistema Eléc- trico en comparación, en céntimos deS/./kW.h.PROYECTO