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PÆg. 278603 NORMAS LEGALES Lima, lunes 18 de octubre de 2004 PR6 = Precio Neto del petróleo Residual Nº 6 sin incluir impuestos aplicables los combus-tibles, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S/./Gln. Para el caso del Sistema Aislado Típico Ese empleará el precio de venta de Petró- leos 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. 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) 4,91 2,83 Aislado A y F Lima (2) 4,91 —- Aislado E Iquitos (3) —- 2,70 Aislado G Iquitos —- 3,51 Aislado H El Milagro 4,93 —- Aislado I Pucallpa 5,71 —- 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 Na- tural, expresado en Nuevos Soles/MMB-tu utilizando el TC; el cual se establecerá de acuerdo a lo señalado en la Resolu- ción Directoral Nº 007-2001-EM/DGE del09.04.01. PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 5,8351 S/./MMBtu. FOBCB = Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso determinado como la media aritmética de las tres fuentes desuministro (marcadores) que se indican en el Cuadro Nº 5: Cuadro Nº 5 Marcador País Puerto PCS kcal/kg 1 VENEZUELA Maracaibo 7 000 2 INDONESIA Kalimantan 6 300 3 AUSTRALIA Gladstone 6 500 El promedio anual se calcula con las se- manas correspondientes a los doce últi- mos 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 dela publicación semanal "International Coal Report" publicada por "The McGraw-Hill Companies"; tabla "ICR Steam Coal As-sessments", columna "Current Price". FOBCBo=V alor del FOBCB utilizado en los cálculos tarifarios. El Valor inicial es igual a 46,41 US$/Ton, calculado con información del "International Coal Report" del períodooctubre 2003-setiembre 2004. Los factores FTC y FPM son los definidos en el nu- meral 1.1 2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUA- LIZACIÓN Las Fórmulas de Actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesio- nes Eléctricas y su Reglamento, y cuando alguno delos factores de actualización (FAPPM, FAPEM, FA- CBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE, FACPSEE) en cualquiera de los Sistemas Eléctricos se incre-mente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la últi-ma 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 de Peaje 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 lafórmula (3), del Artículo 1º, luego de actualizar el Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación (PPM) y el Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Princi-pal de Transmisión (PCSPT). Los indicadores a emplear en las Fórmulas de Ac- tualización serán los disponibles al segundo día de cadames. El FPGN y el FOBCB serán determinados por el OSINERG con la información disponible al último día útil del mes anterior, momento desde el cual podrá ser reca-bado 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 utilización. Artículo 3º.- Los precios máximos a partir de los cuales se determinarán los nuevos pliegos aplicables a las empresas distribuidoras, serán calculados emplean-do las fórmulas tarifarias del Artículo 1º de la presente Resolución. En el caso de producirse reajustes en los precios máximos, 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.- El procedimiento de actualización tari- faria, señalado en el Artículo 2º de la presente Resolu-ción, es aplicable a partir del 1º de noviembre del pre- sente año. Artículo 6º.- Para las empresas distribuidoras, los excesos de energía reactiva serán facturados con los siguientes cargos: 1. Cargo por el exceso de energía reactiva inductiva igual a: Cuadro Nº 6 Bloque ctm. S/./kVARh Primero 1,339 Segundo 2,544 Tercero 3,752 2. Cargo por el exceso de energía reactiva capaciti- va igual al doble del cargo por el exceso inductivo co-rrespondiente al primer bloque. Los cargos por energía reactiva serán reajusta- dos multiplicándolos por el factor FTC definido en el numeral 1.1 del Artículo 2º de la presente Resolu- ción, en la misma oportunidad en que se reajustenlos Precios en Barra en los respectivos sistemas eléctricos. Artículo 7º.- Los Precios Medios en la Barra Equiva- lente de Media Tensión para el Sistema Eléctrico Interco- nectado Nacional, no podrán ser mayores en ningún caso al Precio Medio en la Barra de Media Tensión delSistema Aislado Promedio (formado por un 70% del Sis- tema 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 decompra de 35% de energía en Horas de Punta y 65% de energía en Horas Fuera de Punta. En caso que los Precios Medios en la Barra Equiva- lente de Media Tensión sean mayores al Precio Medio en la Barra de Media Tensión del Sistema Aislado corres- pondiente, los costos respectivos serán reconocidos