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Pág. 235386 NORMAS LEGALES Lima, jueves 19 de diciembre de 2002 A continuación, en el Cuadro Nº 3.5 se presenta la ca- pacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centra- les termoeléctricas existentes del SEIN. Cuadro Nº 3.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Consumo Efectiva Combustible Específico MW Und./kWh Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 EEPSA 44,4 Diesel Nº 2 0,362 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 1,0 Diesel Nº 2 0,245 Turbo Gas de Chimbote DEI EGENOR 67,4 Diesel Nº 2 0,344 Turbo Gas de Trujillo DEI EGENOR 21,7 Diesel Nº 2 0,336 Turbo Gas de Piura DEI EGENOR 21,1 Diesel Nº 2 0,334 Grupos Diesel de Piura DEI EGENOR 27,9 Diesel Nº 2 0,215 Grupos Diesel de Chiclayo DEI EGENOR 25,4 Diesel Nº 2 0,228 Grupos Diesel de Sullana DEI EGENOR 11,1 Diesel Nº 2 0,239 Grupos Diesel de Paita DEI EGENOR 9,0 Diesel Nº 2 0,253 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 ENERGIA PACASMAYO 22,9 Residual Nº 6 0,258 Grupo Diesel Pacasmayo Man ENERGIA PACASMAYO 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,226 Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 105,7 Diesel Nº 2 0,295 Turbo Gas Santa Rosa BBC EDEGEL 36,0 Diesel Nº 2 0,501 Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 122,0 Diesel Nº 2 0,263 Turbo Gas Ventanilla 3 ETEVENSA 164,1 Diesel Nº 2 0,237 Turbo Gas Ventanilla 4 ETEVENSA 160,5 Diesel Nº 2 0,236 Turbo Vapor de Trupal TRUPAL 13,9 Residual Nº 6 0,455 Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 65,6 Residual Nº 500 0,310 G. Diesel Shougesa SHOUGESA 1,2 Diesel Nº 2 0,209 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSELVA 78,2 Gas Natural 11,348 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 TERMOSELVA 78,5 Gas Natural 11,463 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 11,8 Diesel Nº 2 0,239 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 N° 1 al N° 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 19,4 Diesel Nº 2 0,279 Chilina TV Nº 2 EGASA 7,2 Residual Nº 500 0,363 Chilina TV Nº 3 EGASA 10,1 Residual Nº 500 0,345 Calana GD EGESUR 25,3 Residual Nº 6 0,203 Mollendo I GD EGASA 31,3 Residual Nº 500 0,216 Mollendo II TG EGASA 71,5 Diesel Nº 2 0,275 Moquegua GD EGESUR 0,8 Diesel Nº 2 0,242 Ilo 1 TV Nº 2 ENERSUR 23,2 Vapor 4,064 Ilo 1 TV Nº 3 ENERSUR 53,2 Residual Nº 500 0,289 Ilo 1 TV Nº 4 ENERSUR 68,7 Vapor+Res Nº 500 0,247 Ilo 1 TG Nº 1 ENERSUR 35,2 Diesel Nº 2 0,292 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 35,4 Diesel Nº 2 0,252 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,2 Diesel Nº 2 0,215 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,5 Carbón 0,365 Total 1 776,6 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 d e Residual Nº 500 (90%) y Diesel Nº 2 (10%) 3.2.3. Costos Variables de Operación 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/kWh11. El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible, en elcual 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. 3.2.3.1. 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 S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional. El Cuadro Nº 3.6 presenta los precios de PetroPerú S.A. para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así como en las Plantas Mollendo e Ilo, al 30 de setiembre de 2002. 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 3,07 0,84 35,38 259,4 3,248 Residual Nº 6 2,61 0,72 30,08 198,3 3,612 Residual Nº 500 2,57 0,71 29,62 191,9 3,675 Mollendo Diesel Nº 2 3,04 0,83 35,04 256,8 3,248 Residual Nº 500 2,60 0,71 29,97 194,2 3,675 Ilo Diesel Nº 2 3,07 0,84 35,38 259,4 3,248 Residual Nº 6 2,66 0,73 30,66 202,1 3,612 Cambio S/./US$ 3,644 Fuente : Precios Petroperú al 30 de setiembre de 2002 De acuerdo con el Artículo 124º del Reglamento12, en la presente regulación, y como resultado de la compara- ción entre los precios locales del combustible (precios de PetroPerú) y los precios del mercado internacional, se ha encontrado que los precios locales se ubican razonable- mente dentro del precio promedio del mercado internacio- nal durante el último mes (setiembre 2002). 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. 11Un mil = 1 milésimo de US$.12Artículo 124º . El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos: a) ... c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y con- diciones que se señalan en el Artículo 50º de la Ley y se tomarán los pre- cios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional.