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Pág. 213861 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 Mediante la Resolución Directoral Nº 038-98-EM/ DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combusti- ble el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG). Esta situación se mantendrá en tanto no existan las condiciones que per- mitan obtener los precios de dicho combustible en el mercado interno. La firma del contrato para la explotación del yaci- miento de Camisea, en diciembre del año 2000, ha es- tablecido una referencia de precios que se considera más apropiada para determinar el costo variable del gas natural para fines de generación. Dado que Camisea constituirá una fuente importante para el desarrollo del sistema eléctrico, es lógico esperar que las fuentes al- ternativas de gas natural deberán competir con el pre- cio de Camisea para poder permanecer en el despa- cho del sistema. Por los motivos indicados, en lo sucesivo el precio máxi- mo del gas natural para todas las unidades de generación deberá ser determinado tomando como referencia el pre- cio del gas en Camisea más el costo del transporte y dis- tribución respectiva en Lima. Sin embargo, para no ocasio- nar un impacto significativo que pudiera desestabilizar el nivel de las tarifas vigentes y la credibilidad en el marco regulatorio, el precio del gas de Camisea para las demás fuentes de gas natural se ha establecido como un objetivo a alcanzar en el plazo que transcurrirá entre el mes de marzo de 2001 y la fecha prevista como más probable para la llegada del gas a Lima (Resolución Directoral Nº 007- 2001-EM/DGE). La aplicación de esta recomendación da un precio máximo para la presente regulación igual a 2,640 US$/MMBtu, valor que resulta de asumir una tendencia li- neal iniciada en la regulación de mayo 2001. Es importante destacar que la recomendación anterior establece únicamente el precio máximo a considerar para fines de generación; sin embargo, al inicio se utilizará tam- bién para fijar el costo variable combustible de las unida- des termoeléctricas que utilizan gas natural. En el futuro, para determinar el costo variable de estas mismas unida- des se debería utilizar un promedio de los precios declara- dos por los generadores para el despacho económico en el COES-SINAC, con un límite superior igual al precio máxi- mo señalado anteriormente. Precio del Carbón Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio del carbón será ex- presado en US$/Ton referido a un carbón estándar de Po- der Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg. El precio presentado por el COES-SINAC para este combustible ha sido revisado y comparado con el límite superior al precio del carbón calculado por el OSINERG, habiéndose determinado que se encuentra dentro de un rango de precios razonable, por ello será tomado como pre- cio base para la presente fijación tarifaria. Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en la actualización del precio de la electricidad se ha desarrollado la siguiente relación para actualizar el pre- cio Base del carbón (PPIAEqo ): 01 01 FOBCBFOBCBBAPPIAEqPPIAEq×+≡ Donde A :0,3066 B :0,6934 Ton/US$ FOBCB :Precio Referencial FOB del Carbón Bituminoso en US$/Ton Otros costos en el precio de los combustibles líqui- dos Los precios de los combustibles puestos en cada cen- tral se calculan tomando en cuenta el precio del combusti- ble en el respectivo punto de compra, el flete, el tratamien-to del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, es posible tomar como referencia la información del Cuadro Nº 3.6 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado "Otros" para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro Nº 3.7. Cuadro Nº 3.7 PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLES Central Combustible Lima Otros(*) Central Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 Diesel Nº 2 272,2 -0,7% 270,2 Turbo Gas Natural Malacas 4 A Gas Natural 2,640 0,0% 2,640 Turbo Gas Natural Malacas 4 B Gas Natural y Agua 2,640 0,0% 2,640 Grupos Diesel de Verdún Diesel Nº 2 272,2 -0,7% 270,2 Turbo Gas de Chimbote Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,3 Turbo Gas de Trujillo Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,3 Turbo Gas de Piura Diesel Nº 2 272,2 -0,2% 271,5 Grupos Diesel de Piura Diesel Nº 2 272,2 0,3% 273,1 Grupos Diesel de Chiclayo Diesel Nº 2 272,2 1,7% 276,9 Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº 2 272,2 0,1% 272,5 Grupos Diesel de Paita Diesel Nº 2 272,2 0,2% 272,8 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Residual Nº 6 186,7 5,1% 196,3 Grupo Diesel Pacasmayo Man Mezcla1 R6,D2 199,6 4,1% 207,8 Turbo Gas Santa Rosa UTI Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,2 Turbo Gas Santa Rosa BBC Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,3 Turbo Gas Santa Rosa WTG Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,2 Turbo Gas Ventanilla 3 Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,2 Turbo Gas Ventanilla 4 Diesel Nº 2 272,2 1,5% 276,2 Turbo Vapor de Trupal Residual Nº 6 186,7 3,6% 193,4 Turbo Vapor de Shougesa Residual Nº 500 179,6 8,1% 194,2 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural 2,640 0,0% 2,640 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural 2,640 0,0% 2,640 G. Diesel Tumbes Nueva 1 Residual Nº 6 186,7 5,0% 196,0 G. Diesel Tumbes Nueva 2 Residual Nº 6 186,7 5,0% 196,0 Turbo Gas Natural Camisea TGN1 Gas Natural 1,812 0,0% 1,812 Turbo Gas Natural Camisea TGN2 Gas Natural 1,812 0,0% 1,812 Turbo Vapor de Pucallpa Diesel Nº 2 272,2 24,1% 337,7 G. Diesel Pucallpa EMD Diesel Nº 2 272,2 24,1% 337,7 G. Diesel Pucallpa Wartsila Residual Nº 6 186,7 27,2% 237,5 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 Diesel Nº 2 272,2 12,3% 305,7 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 Diesel Nº 2 272,2 8,7% 295,8 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 Diesel Nº 2 272,2 8,9% 296,5 Tintaya GD Nº 1 al Nº 8 Diesel Nº 2 272,2 8,4% 295,1 San Rafael GD Nº 1 y Nº 2 Diesel Nº 2 272,2 17,5% 319,8 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Mezcla2 R500,D2 195,3 1,2% 197,6 Chilina Ciclo Combinado Diesel Nº 2 272,2 2,5% 279,0 Chilina TV Nº 2 Residual Nº 500 179,6 4,9% 188,5 Chilina TV Nº 3 Residual Nº 500 179,6 4,9% 188,5 Calana GD Residual Nº 6 186,7 6,3% 198,4 Mollendo I GD Residual Nº 500 179,6 2,7% 184,5 Mollendo II TG Diesel Nº 2 272,2 1,1% 275,2 Moquegua GD Diesel Nº 2 272,2 4,2% 283,6 Ilo 1 TV Nº 2 Vapor 0,000 0,0% 0,0 Ilo 1 TV Nº 3 Vapor+Res Nº 500 163,3 2,5% 167,3 Ilo 1 TV Nº 4 Residual Nº 500 179,6 2,5% 184,1 Ilo 1 TG Nº 1 Diesel Nº 2 272,2 0,9% 274,7 Ilo 1 TG Nº 2 Diesel Nº 2 272,2 0,9% 274,7 Ilo 1 GD Nº 1 Diesel Nº 2 272,2 0,9% 274,7 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Carbón —- —- 38,1 Nota: (1) Los Otros Incluyen: Flete, Tratamiento del Combustible y Stocks. (2) El Precio del Diesel Nº 2, Residual Nº 6, Residual Nº 500 y Carbón está expresado en US$/Ton. (3) El Precio del Gas Natural está expresado en US$/MMBtu. Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro Nº 3.4 se determinan los costos variables tota- les de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro Nº 3.8. Cuadro Nº 3.8 COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 0,354 270,2 95,65 4,00 99,65 Turbo Gas Natural Malacas 4 A 11,871 2,640 31,34 2,25 33,59 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 12,610 2,640 33,29 20,72 54,01 Grupos Diesel de Verdún 0,236 270,2 63,76 7,37 71,13 Turbo Gas de Chimbote 0,346 276,3 95,61 2,70 98,31 Turbo Gas de Trujillo 0,343 276,3 94,78 2,70 97,48 Turbo Gas de Piura 0,347 271,5 94,22 2,70 96,92