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Pág. 213862 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 Grupos Diesel de Piura 0,222 273,1 60,63 7,11 67,74 Grupos Diesel de Chiclayo 0,225 276,9 62,31 7,04 69,35 Grupos Diesel de Sullana 0,240 272,5 65,40 7,30 72,70 Grupos Diesel de Paita 0,254 272,8 69,28 7,54 76,82 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,250 196,3 49,06 7,04 56,10 Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,228 207,8 47,37 7,04 54,41 Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,301 276,2 83,13 7,07 90,20 Turbo Gas Santa Rosa BBC 0,501 276,3 138,43 6,30 144,73 Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,260 276,2 71,81 4,10 75,91 Turbo Gas Ventanilla 3 0,236 276,2 65,18 4,00 69,18 Turbo Gas Ventanilla 4 0,237 276,2 65,46 4,00 69,46 Turbo Vapor de Trupal 0,455 193,4 88,00 8,00 96,00 Turbo Vapor de Shougesa 0,305 194,2 59,23 2,00 61,23 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,308 2,640 29,85 3,03 32,88 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,226 2,640 29,64 3,03 32,67 G. Diesel Tumbes Nueva 1 0,202 196,0 39,59 7,00 46,59 G. Diesel Tumbes Nueva 2 0,209 196,0 40,97 7,00 47,97 Turbo Gas Natural Camisea TGN1 10,750 1,812 19,48 2,25 21,73 Turbo Gas Natural Camisea TGN2 10,750 1,812 19,48 2,25 21,73 Turbo Vapor de Pucallpa 0,406 337,7 137,09 2,00 139,09 G. Diesel Pucallpa EMD 0,241 337,7 81,38 7,11 88,49 G. Diesel Pucallpa Wartsila 0,226 237,5 53,7 3,17 56,84 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 0,240 305,7 73,36 4,80 78,16 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 0,232 295,8 68,62 10,14 78,76 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 0,232 296,5 68,78 9,56 78,34 Tintaya GD Nº 1 al Nº 8 0,224 295,1 66,09 9,27 75,36 San Rafael GD Nº 1 y Nº 2 0,278 319,8 88,91 13,47 102,38 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 0,217 197,6 42,87 6,75 49,62 Chilina Ciclo Combinado 0,254 279,0 70,86 3,58 74,43 Chilina TV Nº 2 0,544 188,5 102,55 4,53 107,08 Chilina TV Nº 3 0,406 188,5 76,54 4,22 80,76 Calana GD 0,210 198,4 41,67 3,17 44,83 Mollendo I GD 0,223 184,5 41,13 13,83 54,96 Mollendo II TG 0,274 275,2 75,40 2,56 77,96 Moquegua GD 0,233 283,6 66,07 6,14 72,21 Ilo 1 TV Nº 2 4,536 0,0 0,00 1,08 1,08 Ilo 1 TV Nº 3 0,298 167,3 49,87 1,14 51,01 Ilo 1 TV Nº 4 0,339 184,1 62,40 1,08 63,48 Ilo 1 TG Nº 1 0,288 274,7 79,12 2,57 81,69 Ilo 1 TG Nº 2 0,232 274,7 63,74 6,39 70,13 Ilo 1 GD Nº 1 0,198 274,7 54,40 13,36 67,75 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 0,365 38,1 13,91 1,00 14,91 NOTAS : Consumo Específico : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = MMBtu/MWh. Costo del Combustible : Combustibles Líquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/MMBtu. 3.2.4 Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERG para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh. 3.2.5 Precio Básico de la Potencia Para la presente regulación tarifaria, el COES-SINAC propuso un precio básico de 73,51 US$/kW-año, como re- sultado de la revisión de los costos de inversión, conexión y mantenimiento de la unidad de punta (turbina de gas W501D5A) con una propuesta que actualizó únicamente los costos del último estudio. El Estudio Técnico Económico del COES-SINAC no ha presentado una propuesta del precio básico de la potencia que determine el tipo, tamaño y ubicación de la unidad de punta según lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas. En vista de esta situación el OSINERG ha efectuado una actualización de su estu- dio realizado sobre el tema en mayo del año 2000. Como resultado de la revisión de los costos involucrados se tuvo lo siguiente: • Incremento del precio FOB de la turbina a gas produ- cido por el aumento de la demanda de estas unidades en el mercado internacional (publicación "Gas Turbine World 2000-2001 Handbook"). El precio actual de suministro im- portado de generación para la unidad Siemens Westing- house 501D5A es igual a US$ 25 500 000, lo cual repre- senta un incremento de US$ 1 000 000 (4%) respecto al precio considerado en la regulación del mes de mayo del año 2000.• Incremento del precio FOB de repuestos de equipos de generación, debido a que representa un porcentaje (3,00%) del precio FOB del suministro importado de gene- ración. • Variación de otros costos que dependen del precio FOB del suministro importado de generación: seguro ma- rítimo, aranceles, supervisión de importaciones, gastos de desaduanaje, supervisión de importaciones y las pruebas y puesta en marcha de la planta. • Variaciones menores en los costos de obras civiles producidos por la actualización de costos a setiembre 2001. En consecuencia, el Precio Básico de Potencia, de- terminado como resultado de la revisión y actualiza- ción de costos mencionadas, se muestra en el Cuadro Nº 3.9. Cuadro Nº 3.9 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Personal Otros Total 1 Costo Total: Millón US$ 35,869 1,760 37,629 2 Millón US$/Año 4,802 0,219 0,423 0,932 6,375 3 Sin FIM : US$/kW-año 42,48 1,93 3,74 8,24 56,40 4 Con FIM : US$/kW-año 51,99 2,37 4,58 10,09 69,02 Acumulado : US$/kW-año 51,99 54,35 58,93 69,02 Nota: 1.Costo de una unidad de 118,99 MW (ISO-Diesel 2) 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 FIM. La Potencia efectiva en Lima es 95% de la Potencia ISO. 4.Costo anual incluyendo los FIM del sistema (1,2238). (*)Los Costos Fijos incluyen los costos típicos de Personal, Operación y Mantenimiento de la unidad de punta en un año. FIM. Factores de indisponibilidad de la unidad de punta y del margen de reserva firme objetivo del sistema objetivo del sistema 3.2.6 Precio Básico de la Energía El Cuadro Nº 3.10 presenta el Precio Básico de la Ener- gía en la barra base Lima, el cual se determinó de la opti- mización y simulación de la operación del SEIN para los próximos 48 meses. Cuadro Nº 3.10 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA Barra Santa Rosa 220 kV (US$/MWh) Año Mes Punta F.Punta Total P/FP 2001 Noviembre 34,57 25,01 26,91 1,38 Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 2001 Noviembre 19,93% 80,07% 4. Tarifas en Barra en Subestaciones Base La barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima re- presenta alrededor del 70% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el precio básico de la potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de poten- cia de punta en el SEIN. De acuerdo al último análisis realizado por la CTE (hoy OSINERG), el lugar más con- veniente para instalar capacidad adicional de punta es Lima. 4.1 Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Sub- estación Base fueron obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se mues- tran en el Cuadro Nº 4.1. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión.Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh