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Pág. 196238 NORMAS LEGALES Lima, jueves 21 de diciembre de 2000 2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Varia- bles Combustibles (CVC) y Costos Variables No Combus- tibles (CVNC). El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh1. El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible pero en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costos totales de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y para- das anuales y horas medias de operación entre arran- ques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.5 muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado. Cuadro Nº 2.5 Precios de los Combustibles líquidos En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibles líquidos (Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional. 1Un mil = 1 milésimo de US$.El Cuadro Nº 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 30 de setiembre del año 2000. Cuadro Nº 2.6 Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. Sin embargo, para el gas natural no existen en la actualidad precios de mercado interno. Por Resolución Directoral Nº 038-98-EM/DGE expedi- da el 25 de noviembre de 1998 por la Dirección General de Electricidad se precisó que, mientras no existan las con- diciones que permitan obtener los precios del gas natural en el mercado interno, la Comisión de Tarifas de Energía establecerá los costos variables de operación de las cen- trales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural para la fijación de las tarifas de energía en barra. En consecuencia, el precio de referencia, mientras no se establezca un precio de mercado interno, debe ser aquel valor que la Comisión de Tarifas de Energía determinó como resultado de optimizar el desarrollo del parque generador considerando las diferentes alternativas de generación con las cuales se pudiera abastecer el creci- miento de la demanda en los próximos años, incluyendo el gas natural. Este valor fue determinado para la regula- ción de precios en barra de noviembre 1996 y en su oportunidad se indexó con la variación del precio del petróleo residual en la costa del golfo de los Estados Unidos, el cual se propone que se continúe utilizando para la presente regulación de tarifas. Este aspecto será revi- sado en el futuro para tomar en cuenta la presencia del gas de Camisea. Por tanto, la referencia para el valor del gas natu- ral seco continuará siendo, el precio medio de los últimos doce meses del barril del Residual Fuel Oil (PRFO) al 0,7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica, tomado de la revista "Petroleum Market Analysis" de Bonner & Moore - Honeywell. De acuerdo con el último núme- ro de la revista (September 2000), el valor del PRFO alcanza los 23,20 US$/Barril. El valor a utilizar como costo del gas natural para la generación de electrici- dad será el 10% del PRFO por cada millón de Btu (MMBtu). Este costo que en el presente caso asciende a 2,320 US$/MMBtu se ha aplicado a las centrales termoeléctricas que operan con gas natural como com- bustible. El precio anterior se asume para el poder calorífico superior del gas natural. El efecto introducido por el poder calorífico inferior realmente aprovechado por las máquinas se incorpora en el propio rendimiento de las máquinas. Los valores máximos adoptados para el precio del gas natural se calculan con referencia a un promedio histórico de 12 meses (PRFO) con el objeto de: 1. Introducir un elemento estabilizador de las varia- ciones de las tarifas eléctricas. El promedio de 12 meses atenúa la marcada estacionalidad de los ciclos de invierno y verano en el mercado del petróleo de la Costa del Golfo de los Estados Unidos. 2. Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los precios medios de la electricidad en el mediano plazo, evite las variaciones bruscas de las tarifas con las oscila- ciones naturales que se producen en los precios spot del petróleo.