TEXTO PAGINA: 74
Pág. 235388 NORMAS LEGALES Lima, jueves 19 de diciembre de 2002 Cuadro Nº 3.8 COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT Específico Combus- US$/MWh US$/MWh US$/MWh tible Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 0,362 249,6 90,37 4,00 94,37 Turbo Gas Natural Malacas 4 A 11,871 2,379 28,24 3,13 31,37 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 12,610 2,379 30,00 21,60 51,60 Grupos Diesel de Verdún 0,245 249,6 61,16 7,37 68,53 Turbo Gas de Chimbote 0,344 261,3 89,87 2,70 92,57 Turbo Gas de Trujillo 0,336 258,7 86,91 2,70 89,61 Turbo Gas de Piura 0,334 250,7 83,74 2,70 86,44 Grupos Diesel de Piura 0,215 252,2 54,23 7,11 61,34 Grupos Diesel de Chiclayo 0,228 255,9 58,35 7,04 65,39 Grupos Diesel de Sullana 0,239 251,7 60,15 7,30 67,45 Grupos Diesel de Paita 0,253 251,9 63,73 7,54 71,27 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,258 207,2 53,45 7,04 60,49 Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,226 215,0 48,58 7,04 55,62 Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,295 262,8 77,53 7,07 84,60 Turbo Gas Santa Rosa BBC 0,501 262,9 131,73 6,31 138,04 Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,263 262,8 69,12 4,10 73,22 Turbo Gas Ventanilla 3 0,237 262,8 62,29 4,00 66,29 Turbo Gas Ventanilla 4 0,236 262,8 62,02 4,00 66,02 Turbo Vapor de Trupal 0,455 204,4 93,02 8,00 101,02 Turbo Vapor de Shougesa 0,310 206,2 63,93 2,00 65,93 G. Diesel Shougesa 0,209 273,3 57,12 7,11 64,23 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,348 2,379 27,00 3,03 30,03 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,463 2,379 27,27 3,03 30,30 G. Diesel Tumbes Nueva 1 0,202 204,7 41,34 7,00 48,34 G. Diesel Tumbes Nueva 2 0,209 204,7 42,78 7,00 49,78 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 G. Diesel Pucallpa Wartsila 0,226 224,4 50,71 3,17 53,88 G. Diesel Tarapoto Wartsila 0,226 198,6 44,87 3,17 48,04 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 0,239 288,4 68,94 4,80 73,74 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 0,232 279,0 64,72 10,14 74,87 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 0,232 279,7 64,88 9,56 74,44 Tintaya GD N° 1 al N° 8 0,224 278,3 62,34 9,27 71,61 San Rafael GD Nº 1 y Nº 2 0,278 302,0 83,95 13,47 97,42 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 0,217 206,4 44,80 6,75 51,55 Chilina Ciclo Combinado 0,279 262,9 73,36 3,58 76,93 Chilina TV Nº 2 0,363 200,2 72,66 4,53 77,19 Chilina TV Nº 3 0,345 200,2 69,05 4,22 73,27 Calana GD 0,203 209,2 42,47 3,17 45,63 Mollendo I GD 0,216 196,3 42,39 13,83 56,23 Mollendo II TG 0,275 259,3 71,31 2,56 73,87 Moquegua GD 0,242 268,2 64,90 6,14 71,03 Ilo 1 TV Nº 2 4,064 0,0 0,00 1,08 1,08 Ilo 1 TV Nº 3 0,289 195,9 56,61 1,14 57,75 Ilo 1 TV Nº 4 0,247 178,1 43,98 1,08 45,06 Ilo 1 TG Nº 1 0,292 259,7 75,84 2,57 78,40 Ilo 1 TG Nº 2 0,252 259,7 65,45 6,39 71,84 Ilo 1 GD Nº 1 0,215 259,7 55,84 13,36 69,19 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 0,365 36,7 13,39 1,00 14,39 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 El Precio Básico de Potencia para la presente fijación se ha determinado a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad GT11N2 Alstom, tipo de unidad de punta determinada en la fijación tarifaria ante- rior, a la cual se le ha efectuado la modificación del costo fijo de operación y mantenimiento y del factor de correc- ción por temperatura, así como la incorporación del factor de corrección por pérdidas en el transformador de conexión al sistema.El Cuadro Nº 3.9 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del precio básico de la potencia. Cuadro Nº 3.9 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Personal Otros Total 1 Costo Total: Millon US$ 33,565 1,695 35,259 2 Millón US$/Año 4,494 0,210 0,462 0,764 5,930 3 Sin FIM : US$/kW-año 41,86 1,96 4,30 7,12 55,24 4 Con FIM : US$/kW-año 51,22 2,40 5,27 8,71 67,60 Acumulado : US$/kW-año 51,22 53,62 58,89 67,60 Notas: 1. Costo de una unidad de 114,22 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 94% 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 Manteni- miento 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 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 2002 Noviembre 36,31 24,07 26,51 1,51 Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 2002 Noviembre 19,91% 80,09% 4. Tarifas en Barra en Subestaciones Base La barra de referencia para la aplicación del Precio Bá- sico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 50% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los princi- pales 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 potencia de punta en el SEIN. De acuerdo al último análisis realizado por el OSI- NERG y por el COES-SINAC, se coincide en señalar que el lugar más conveniente para instalar capacidad adicional de punta es la ciudad de 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 13. 13Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Principal de Transmisión aprobados mediante la Resolución OSI- NERG Nº 0940-2002-OS/CD y los peajes del Sistema Secundario de Transmi- sión consignados en la Resolución OSINERG Nº 1417-2002-OS/CD y sus modi- ficatorias, debidamente actualizados.