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Pág. 206412 NORMAS LEGALES Lima, lunes 9 de julio de 2001 Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento de la LCE, los precios del combustible deben ser tomados de los preciosdel mercado interno. Sin embargo, para el gas natural noexisten en la actualidad precios de mercado interno. En el caso del gas natural, se ha considerado lo establecido en la Resolución Directoral Nº 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998 por laDirección General de Electricidad, en la que se precisaque, mientras no existan las condiciones que permitanobtener los precios del gas natural en el mercado interno, la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSI- NERG) establecerá los costos variables de operaciónde las centrales de generación termoeléctrica que uti-lizan como combustible el gas natural para la fijaciónde las tarifas de energía en barra. Hasta la última fijación de tarifas en barra (noviem- bre 2000), se ha empleado como referencia para la deter- minación del precio del gas natural seco, en US$/MMBtu,un valor igual al 10% del precio medio de los últimos docemeses del barril de Petróleo Residual Fuel Oil (PRFO) al0,7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de losEstados Unidos de Norteamérica, tomado de la revista "Petroleum Market Analysis" de Bonner & Moore - Hone- ywell El último valor del precio del gas de acuerdo conesta metodología fue 2,805 US$/MMBtu. Sobre la base de lo dispuesto por la Resolución Directoral Nº 007-2001-EM/DGE, en lo sucesivo el pre-cio máximo del gas natural para todas las unidades de generación que utilizan actualmente gas natural será determinado con referencia al precio de Camisea. Elprecio de Camisea constituye un objetivo a alcanzar enel plazo que transcurrirá entre la presente regulación yla fecha prevista para la llegada del gas a Lima, deacuerdo con los contratos vigentes de producción y transporte. La aplicación de esta regla se iniciará con un precio máximo para la presente regulación igual a 2,805US$/MMBtu y una reducción lineal que será aplicadaen las próximas regulaciones de precios en barra (cadaseis meses) hasta alcanzar en el año 2004 el valor fijadopara el gas de Camisea en boca de pozo más el transpor- te hasta Lima y su respectiva distribución. Impuesto Selectivo al Consumo en el Precio de los Combustibles En el presente estudio, para el cálculo de la tarifa, se ha excluido el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los combustibles líquidos ya que, según el Artículo50º de la Ley de Concesiones Eléctricas, los costos delos combustibles deben tomarse a precios vigentes enel mes de marzo del año 2001. Precio del carbón En el caso del Carbón, que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2, el precio es expresado enUS$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calo-rífico Superior (PCS) de 6 300 kcal/kg. Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en la actualización del precio de la electrici-dad se ha desarrollado la siguiente relación para ac-tualizar el precio Base del carbón (PPIAEq o): 01 01 FOBCBFOBCBBAPPIAEqPPIAEq×+≡ Donde A: 0,3531 B: 0,6469 ton/US$ FOBCB: Precio Referencial FOB del Carbón Bitu- minoso en US$/TonCentral Propietario Potencia Consumo Efectiva Combustible Específico MW Und./kWh Chilina TV Nº 3 EGASA 11,1 Residual Nº 500 0,406 Calana GD EGESUR 25,5 Residual Nº 6 0,210 Mollendo I GD EGASA 32,0 Residual Nº 500 0,223 Mollendo II TG EGASA 74,0 Diesel Nº 2 0,274 Moquegua GD EGESUR 0,9 Diesel Nº 2 0,233 Ilo TV Nº 2 ENERSUR 22,9 Vapor 4,536 Ilo TV Nº 3 ENERSUR 67,0 Vapor+Res Nº 500 0,298 Ilo TV Nº 4 ENERSUR 59,5 Residual Nº 500 0,339 Ilo TG Nº 1 ENERSUR 33,6 Diesel Nº 2 0,288 Ilo TG Nº 2 ENERSUR 36,8 Diesel Nº 2 0,232 Ilo GD Nº 1 ENERSUR 3,4 Diesel Nº 2 0,198 Ilo TV Nº 5 ENERSUR 141,5 Carbón 0,365 Total 1 988,3 Notas : GD :Grupos Diesel. TV :Turbinas a Vapor. TG :Turbinas de Gas operando con Diesel Nº 2. PIAV :Petróleo Industrial de Alta Viscocidad (500). Und.:Kg. para el Diesel Nº 2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural. Mezcla1 R6,D2 : Composición de Residual Nº 6 (85%) y Diesel Nº 2 (15%) Mezcla2 R500,D2 : Composición de Residual Nº 500 (90%) y Diesel Nº 2 (10%) 2.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Va- riables Combustible (CVC) y Costos Variables No Com- bustible (CVNC). El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible el consumo específico se expresa en Kg/KWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº 2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/KWh4. El Costo Variable No Combustible (CVNC) represen- ta el costo no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se deter- mina la función de costo total de las unidades termoeléc- tricas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Cos- tos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de opera- ción promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.8 muestra los CVNC resul- tantes de aplicar el procedimiento indicado Precios de los Combustibles Líquidos En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y PIAV) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras (PERSEO) se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional. El Cuadro Nº 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Plan- ta Callao), así como en las Plantas de Mollendo e Ilo, al 31 de marzo del año 2001. Cuadro Nº 2.6 PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Precio Vigente Densidad S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln Callao Diesel Nº2 3,40 0,96 40,51 297,0 3,248 Residual Nº6 2,30 0,65 27,40 180,6 3,612 Residual Nº500 2,27 0,64 27,05 175,2 3,675 Mollendo Diesel Nº2 3,40 0,96 40,51 297,0 3,248 Residual Nº500 2,20 0,62 26,21 169,8 3,675 ILO Diesel Nº2 3,42 0,97 40,75 298,7 3,248 Residual Nº6 2,35 0,67 28,00 184,6 3,612 Tipo de Cambio S/./US$ 3,525 Fuente : Precios Petroperú al 31 de Marzo 2001PlantaTipo de Combustible 4Un mil = 1 milésimo de US$