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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G38/G39/G32/G33/G33 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, viernes 18 de marzo de 2005 PD2 = Precio Neto del Petróleo Diesel Nº 2 sin incluir impuestos aplicables a los combus- tibles, en el punto de venta de referencia, al último día del mes anterior, en S/./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 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 E se 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 5 Sistema Punto de Venta Precio Inicial (S /./Gln.) Eléctrico de Referencia (1)Diesel Residual Nº 2 Nº 6 PD2o PR6o SEIN Lima (2) 5,56 3,04 Aislado A y F Lima (2) 5,56 —- Aislado E Iquitos (3) —- 2,91 Aislado G Iquitos —- 3,72 Aislado H El Milagro 5,58 —- Aislado I Pucallpa 6,36 —- 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 Natural, expresado en Nuevos Soles/ MMBtu utilizando el TC; el cual se esta- blecerá de acuerdo a lo señalado en el Decreto Supremo Nº 016-2000-EM. PGNo = Precio inicial del Gas Natural igual a 6,0937 S/./MMBtu. FOBCB = Precio Referencial FOB promedio anual del Carbón Bituminoso determinado como la media aritmética de las tres fuen- tes de suministro (marcadores) que se indican en el Cuadro Nº 6: Cuadro Nº 6 Marcador País Puerto PCS kcal/kg 1 VENEZUELA Maracaibo 7 000 2 INDONESIA Kalimantan 6 300 3 AUSTRALIA 1 Gladstone 6 500 El promedio anual se calcula con las se- manas correspondientes a los doce úl- timos meses, contados a partir del últi- mo mes con información disponible com- pleta (el precio del mes es el promedio de las medias de los rangos publicados para las semanas que correspondan), tomados de la publicación semanal «In- ternational Coal Report» publicada por «The McGraw-Hill Companies”; tabla «ICR Steam Coal Assessments», co- lumna «Current Price”. FOBCBo = V alor del FOBCB utilizado en los cálcu- los tarifarios. El Valor inicial es igual a 53,27 US$/Ton, calculado con informa- ción del “International Coal Report” del periodo marzo 2005-febrero 2006.Los factores FTC y FPM son los definidos en el nu- meral 1.1 1.3 ACTUALIZACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN UNITARIO AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMI- SIÓN (PCSPT) Los Cargos de Peaje por Conexión Unitario al Siste- ma Principal de Transmisión (PCSPT) serán actualiza- dos utilizando la siguiente fórmula de reajuste: PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT (13) FAPCSPT = l * FTC + m * FPM (14) l = 0,4956 m = 0,5044 Donde:PCSPT0 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, publi- cado en la presente Resolución, en S/./kW-mes. PCSPT1 = Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, ac- tualizado, en S/./kW-mes. FAPCSPT= F actor de Actualización del Cargo de Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión. Los factores FTC y FPM son los definidos en el nu- meral 1.1 Para el caso del Sistema Principal de Transmisión perteneciente a REP, Transmantaro, Redesur e ISA, y el cargo por Cargo por Garantía por Red Principal TGP y GNLC, se considerará l = 1,000 y m = 0,000. 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 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 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 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 la fórmula (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 cada mes. 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-/G50/G52/G45/G50/G55/G42/G4C/G49/G43/G41/G43/G49/GD3/G4E