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Pág. 212071 NORMAS LEGALES Lima, martes 30 de octubre de 2001 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 Centra l 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 totales 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$/MWh Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 0,354 270,2 95,65 4,00 99,65 Turbo Gas Natural Malacas 4 A 11,871 2,640 31,34 2,25 33,59 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 12,610 2,640 33,29 20,72 54,01 Grupos Diesel de Verdún 0,236 270,2 63,76 7,37 71,13 Turbo Gas de Chimbote 0,346 276,3 95,61 2,70 98,31 Turbo Gas de Trujillo 0,343 276,3 94,78 2,70 97,48 Turbo Gas de Piura 0,347 271,5 94,22 2,70 96,92 Grupos Diesel de Piura 0,222 273,1 60,63 7,11 67,74 Grupos Diesel de Chiclayo 0,225 276,9 62,31 7,04 69,35 Grupos Diesel de Sullana 0,240 272,5 65,40 7,30 72,70 Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh 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$/kW-año, como resultado de la revisión de los costos de inversión, co- nexión y mantenimiento de la unidad de punta (turbina de gas W501D5A) con una propuesta que actualizó úni- camente los costos del último estudio. Es necesario precisar que el COES-SINAC no ha presentado una propuesta del precio básico de la poten- cia que determine el tipo, tamaño y ubicación de la unidad de punta según lo dispuesto en la Ley de Conce- siones Eléctricas. En vista de esta situación el OSI- NERG ha efectuado una actualización de su estudio realizado sobre el tema en mayo del año 2000. Como resultado de la revisión de los costos involucrados se tuvo lo siguiente: • Incremento del precio FOB de la turbina a gas producido por el aumento de la demanda de estas unidades en el mercado internacional (publicación “Gas Turbine World 2000-2001 Handbook”). El precio actual de suministro importado de generación para la unidad Siemens Westinghouse 501D5A es igual a US$ 25 500 000, lo cual representa 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 generación. • Variación de otros costos que dependen del precio FOB del suministro importado de generación: