NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 20 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2004 (20/09/2004)

/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G37/G36/G38/G30/G35 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 20 de setiembre de 2004 Donde: PEMP0 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las SubestacionesBase publicadas en la presente Resolución,en céntimos de S/./kW.h. PEMF0 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestacio-nes Base publicadas en la presente Reso-lución, en céntimos de S/./kW.h. PEMP1 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las SubestacionesBase, actualizado, en céntimos de S/./kW.h. PEMF1 = Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subesta-ciones Base, actualizado, en céntimos deS/./kW.h. FAPEM = Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel Generación en las Subes-taciones Base del Sistema. FD2 = Factor por variación del precio del petróleo Diesel Nº 2. FR6 = Factor por variación del precio del petróleo Residual Nº 6. FPGN = Factor por variación del precio del Gas Na- tural. FCB = Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso. PD2 = Precio Neto del Petróleo Diesel Nº 2 sin in- cluir impuestos aplicables a los combusti-bles, en el punto de venta de referencia, alúltimo día del mes anterior, en S/./Gln. PD2o = Precio inicial del Petróleo Diesel N° 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 los combus-tibles, en el punto de venta de referencia, alúltimo día del mes anterior, en S/./Gln. Parael caso del Sistema Aislado Típico E seempleará el precio de venta de Petróleosdel 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 Diesel Nº 2 Residual Nº 6 (1) PD2o PR6o SEIN Lima (2) 4,81 2,83 Aislado A y F Lima (2) 4,81 —- Aislado E Iquitos (3) —- 2,70 Aislado G Iquitos —- 3,51 Aislado H El Milagro 4,83 —- Aislado I Pucallpa 5,61 —- 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 Electro Oriente S.A. PGN = Precio Máximo de referencia del Gas Na- tural, expresado en Nuevos Soles/MMBtuutilizando el TC; el cual se establecerá deacuerdo a lo señalado en la ResoluciónDirectoral Nº 007-2001-EM/DGE del09.04.01. PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 5,8631 S/./MMBtu. FOBCB = Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso determinado comola media aritmética de las tres fuentes desuministro (marcadores) que se indican enel Cuadro Nº 5:Cuadro N° 5 Marcador País Puerto PCS kcal/kg 1 INDONESIA Kalimantan 6 300 2 AUSTRALIA Gladstone 6 500 3 VENEZUELA Maracaibo 7 000 El promedio anual se calcula con las semanas corres- pondientes a los doce últimos meses, contados a partir delúltimo mes con información disponible completa (el preciodel mes es el promedio de las medias de los rangos publi-cados para las semanas que correspondan), tomados dela publicación semanal "International Coal Report" publi-cada por "The McGraw-Hill Companies"; tabla "ICR SteamCoal Assessments", columna "Current Price". FOBCBo = Valor del FOBCB utilizado en los cálculos tarifarios. El Valor inicial es igual a 44,23US$/Ton, calculado con información del"International Coal Report" del periodosetiembre 2003-agosto 2004. Los factores FTC y FPM son los definidos en el nume- ral 1.1 2 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALI- ZACIÓN 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 de5% respecto a los valores de los mismos factores emplea-dos en 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 an-terior, 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 cua- les se determinarán los nuevos pliegos aplicables a lasempresas distribuidoras, serán calculados empleando lasfórmulas 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 obliga- das a comunicar por escrito a las empresas distribuidorasy al OSINERG, previos a su aplicación, sus pliegos tarifa-rios debidamente suscritos por sus representantes lega-les, bajo responsabilidad. Artículo 5º.- El procedimiento de actualización tarifa- ria, señalado en el Artículo 2º de la presente Resolución,es aplicable a partir del 1º de noviembre del presente año. Artículo 6º.- Para las empresas distribuidoras, los ex- cesos de energía reactiva serán facturados con los siguien-tes cargos: 1. Cargo por el exceso de energía reactiva inductiva igual a: