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Pág. 160291 NORMAS LEGALES Lima, sábado 30 de mayo de 1998 Cuadro Nº 2.8 Costos Variables de Operación Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh Turbo Gas Diesel Malacas 0,329 172,7 56,83 4,00 60,83 Turbo Gas Natural de Talara 11,160 1,723 19,23 2,25 21,48 Turbo Gas Natural de Talara (Ampl.) 11,830 1,723 20,38 2,25 22,63 Turbo Gas de Chimbote 0,346 175,9 60,86 2,70 63,56 Turbo Gas de Trujillo 0,343 174,8 59,95 2,70 62,65 Turbo Gas de Piura 0,319 171,8 54,79 2,70 57,49 Grupos Diesel de Piura D2 0,234 171,8 40,19 7,11 47,30 Grupos Diesel de Piura R6 0,245 134,5 32,96 7,04 40,00 Grupos Diesel de Chiclayo Norte 0,239 173,5 41,47 7,04 48,51 Grupos Diesel de Chiclayo Oeste 0,263 132,6 34,86 7,04 41,90 Grupos Diesel de Sullana 0,241 175,0 42,17 7,30 49,47 Grupos Diesel de Paita 0,238 177,0 42,12 7,54 49,66 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,247 110,1 27,20 7,04 34,24 Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,228 136,2 31,06 7,04 38,10 Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,287 177,6 50,97 7,07 58,04 Turbo Gas Santa Rosa BBC 0,472 177,8 83,90 6,31 90,20 Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,266 177,6 47,24 4,10 51,34 Turbo Gas Ventanilla 1 0,280 177,4 49,68 3,32 53,00 Turbo Gas Ventanilla 2 0,275 177,4 48,79 3,32 52,11 Turbo Gas Ventanilla 3 0,230 177,6 40,85 4,00 44,85 Turbo Gas Ventanilla 4 0,232 177,6 41,20 4,00 45,20 Turbo Vapor de Trupal 0,549 100,2 54,99 8,00 62,99 Turbo Vapor de Shougesa 0,346 100,2 34,68 2,00 36,68 Turbo Gas Natural de Aguaytía 11,879 1,180 14,02 2,89 16,91 Turbo Gas Natural de Camisea 1 y 2 10,750 1,610 17,31 2,25 19,56 NOTAS : Consumo Específico : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = KPC/MWh. Costo del Combustible : Combustibles Líquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/KPC. 2.1.2.4 Costo de Racionamiento Para el Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene el costo de racionamiento establecido por la Comisión de Tarifas Eléctricas para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh. 2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía De acuerdo con la información suministrada por el COES-SICN, la reserva del sistema durante el año 1998 llega a ser del orden de 46%. De persistir el aumento en la reserva del sistema el costo de la potencia puede tender a disminuir, ya que el sistema contaría con capacidad suficiente para abastecer el incremento de la demanda, durante las horas de punta, únicamente con el parque existente. Los Cuadros N ºs. 2.9 y 2.10 muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte, calculados de acuerdo con lo dispuesto por el Art. 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas. El costo básico de potencia se determinó como la suma de la inversión anual más los costos fijos de operación y mantenimiento (COyM) de la central de punta. Para el SICN se ha considerado como central de punta una turbina a gas de 100 MW de potencia (ISO) ubicada en Lima. La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de la central de punta (generador más conexión a la red). El factor de indisponibilidad teórica del sistema eléctrico determinado para el SICN es igual a 1,255. Este valor se utiliza para determinar el Precio Básico de Potencia a partir de la inversión anual y los costos anuales fijos de operación y mantenimiento de la planta de punta como se indica más adelante. En los costos de la central de punta utilizada para calcular el Precio Básico de Potencia se consideran los Costos Fijos No Combustible (CFNC) de la máquina seleccionada. El CFNC anual para la máquina de punta asciende a 0,950 millones de US$ por año y se encuentra incorporado en el rubro "Otros" del Cuadro Nº 2.9 El Precio Básico de Potencia se determinó como el cociente del costo básico de potencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a 79,46 US$/kW-año. Cuadro Nº 2.9 Precio Básico de la Potencia de Punta (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Personal Otros Total 1 Costo Total: Millon US$ 30,885 2,539 33,424 2 Millón US$/Año 4,135 0,315 0,433 0,950 5,833 3 Sin MRT : US$/kW-año 44,88 3,42 4,70 10,31 63,31 4 Con MRT : US$/kW-año 56,32 4,30 5,90 12,94 79,46 Acumulado : US$/kW-año 56,32 60,62 66,52 79,46 Notas: 1. Costo de una unidad de 100 MW (ISO) con su respectiva Conexión al Sistema. 2. Anualidad de la inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el generador. Tasa de actualización de 12%. 3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Lima, sin incluir el márgen de reserva teórico del sistema (MRT). La Potencia efectiva en Lima es 92.13% de la Potencia ISO. 4. Costo anual incluyendo el MRT del sistema (1,255) . (*) Los Costos Fijos incluyen los costos típicos de Personal, Operación y Mantenimiento de la unidad de punta en un año.