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Pág. 213860 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 Cuadro Nº 3.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Combustible Consumo Efectiva MW Específico Und./kWh Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 EEPSA 46,7 Diesel Nº 2 0,354 Turbo Gas Natural Malacas 4 A EEPSA 82,2 Gas Natural 11,871 Turbo Gas Natural Malacas 4 B EEPSA 15,1 Gas Natural y Agua 12,610 Grupos Diesel de Verdún EEPSA 1,9 Diesel Nº 2 0,236 Turbo Gas de Chimbote EGENOR 62,3 Diesel Nº 2 0,346 Turbo Gas de Trujillo EGENOR 21,2 Diesel Nº 2 0,343 Turbo Gas de Piura EGENOR 21,4 Diesel Nº 2 0,347 Grupos Diesel de Piura EGENOR 26,7 Diesel Nº 2 0,222 Grupos Diesel de Chiclayo EGENOR 25,2 Diesel Nº 2 0,225 Grupos Diesel de Sullana EGENOR 11,1 Diesel Nº 2 0,240 Grupos Diesel de Paita EGENOR 9,2 Diesel Nº 2 0,254 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 C.N.P. ENERGIA 23,0 Residual Nº 6 0,250 Grupo Diesel Pacasmayo Man C.N.P. ENERGIA 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,228 Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 104,4 Diesel Nº 2 0,301 Turbo Gas Santa Rosa BBC EDEGEL 36,4 Diesel Nº 2 0,501 Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 121,2 Diesel Nº 2 0,260 Turbo Gas Ventanilla 3 ETEVENSA 163,6 Diesel Nº 2 0,236 Turbo Gas Ventanilla 4 ETEVENSA 164,5 Diesel Nº 2 0,237 Turbo Vapor de Trupal TRUPAL 13,9 Residual Nº 6 0,455 Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 63,6 Residual Nº 500 0,305 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSELVA 78,1 Gas Natural 11,308 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 TERMOSELVA 78,4 Gas Natural 11,226 G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,202 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9,2 Residual Nº 6 0,209 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 12,1 Diesel Nº 2 0,240 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 SAN GABAN 5,4 Diesel Nº 2 0,232 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 SAN GABAN 5,7 Diesel Nº 2 0,232 Tintaya GD Nº 1 al Nº 8 SAN GABAN 17,4 Diesel Nº 2 0,224 San Rafael GD Nº 1 y Nº 2 SAN GABAN 4,9 Diesel Nº 2 0,278 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,6 Mezcla2 R500,D2 0,217 Chilina Ciclo Combinado EGASA 20,4 Diesel Nº 2 0,254 Chilina TV Nº 2 EGASA 6,6 Residual Nº 500 0,544 Chilina TV Nº 3 EGASA 11,1 Residual Nº 500 0,406 Calana GD EGESUR 25,5 Residual Nº 6 0,210 Mollendo I GD EGASA 32,0 Residual Nº 500 0,223 Mollendo II TG EGASA 74,0 Diesel Nº 2 0,274 Moquegua GD EGESUR 0,9 Diesel Nº 2 0,233 Ilo 1 TV Nº 2 ENERSUR 22,9 Vapor 4,536 Ilo 1 TV Nº 3 ENERSUR 67,0 Vapor+Res Nº 500 0,298 Ilo 1 TV Nº 4 ENERSUR 59,5 Residual Nº 500 0,339 Ilo 1 TG Nº 1 ENERSUR 33,6 Diesel Nº 2 0,288 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 36,8 Diesel Nº 2 0,232 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,4 Diesel Nº 2 0,198 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,5 Carbón 0,365 Total 1 781,3 Notas : GD : Grupos Diesel. TV : Turbinas a Vapor. TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº 2. Und.: Kg. para el Diesel Nº2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural. Mezcla1 R6,D2 : Composición de Residual Nº 6 (85%) y Diesel Nº 2 (15%) Mezcla2 R500,D2 : Composición de Residual Nº 500 (90%) y Diesel Nº 2 (10%) 3.2.3 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 Va- riables Combustible (CVC) y Costos Variables No Com- bustible (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 Nº 2 como combus- tible el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº 2 di- cho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/ MWh o mils/kWh9. El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determi- na la función de costo total de las unidades termoeléctri- cas (sin incluir el combustible) para cada régimen de ope- ración (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incre-mento en la función de costo ante un incremento de la ener- gía 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 termoeléc- trica, para un régimen de operación dado (número de arran- ques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 3.8, más ade- lante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedi- miento indicado Precios de los Combustibles líquidos En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los com- bustibles líquidos (Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local has- ta la central de generación correspondiente. En el modelo de simulación de la operación de las cen- trales generadoras se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus di- versas plantas de ventas en el ámbito nacional. El Cuadro Nº 3.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así como en las Plantas Mollendo e Ilo, al 30 de setiembre del año 2001. Cuadro Nº 3.6 PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Planta Tipo de Precio Vigente Densidad Combustible S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln Callao Diesel Nº 2 3,08 0,88 37,13 272,2 3,248 Residual Nº 6 2,35 0,67 28,33 186,7 3,612 Residual Nº 500 2,30 0,66 27,73 179,6 3,675 Mollendo Diesel Nº 2 3,08 0,88 37,13 272,2 3,248 Residual Nº 500 2,33 0,67 28,09 182,0 3,675 Ilo Diesel Nº 2 3,10 0,89 37,37 273,9 3,248 Residual Nº 6 2,40 0,69 28,93 190,7 3,612 Tipo de Cambio S/./US$ 3,484 Fuente : Precios Petroperú al 30 de Setiembre 2001 El Artículo 124º del Reglamento de la Ley de Concesio- nes Eléctricas establece: "Artículo 124º. El programa de operación a que se re- fiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos: a) ... c) El costo de los combustibles será determinado utili- zando los precios y condiciones que se señalan en el Artí- culo 50º de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbi- to internacional". Para los fines de la presente regulación, como resulta- do de la comparación entre los precios locales del com- bustible (precios de PetroPerú) y los precios del mercado internacional, se ha encontrado que los precios locales se ubican razonablemente dentro del precio promedio del mercado internacional durante el último mes (setiembre 2001). Los precios del mercado internacional se han determi- nado a partir de los precios en la Costa del Golfo de los EE.UU., según los registros del Platt’s Oilgram Price Re- port, agregándole los precios de transporte, seguros, ma- nipulación y aranceles hasta su puesta en el mercado in- terno. Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del merca- do interno. Sin embargo, para el gas natural no existen en la actualidad precios de mercado interno. 9Un mil = 1 milésimo de US$.