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PÆg. 248153 NORMAS LEGALES Lima, lunes 14 de julio de 2003 Los precios del mercado internacional se han deter- minado a partir de los precios en la Costa del Golfo de los EE.UU., según los registros del “ Platt’s Oilgram Price Report”, agregándole los precios de transporte, seguros, manipulación y aranceles hasta su puesta en el mercado interno. 3.2.3.2. Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios delmercado interno. Sin embargo, para el gas natural no exis- ten en la actualidad precios de mercado interno. Mediante la Resolución Directoral Nº 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los cos- tos variables de operación de las centrales de genera-ción termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG). Esta situación se mantendráen tanto no existan las condiciones que permitan obte- ner los precios de dicho combustible en el mercado inter- no. Por los motivos indicados, en lo sucesivo el precio máximo del gas natural para todas las unidades de gene- ración deberá ser determinado tomando como referenciael precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima 11. Sin embargo, para no ocasionar un impacto significativo que pudiera desesta-bilizar el nivel de las tarifas vigentes y la credibilidad en el marco regulatorio, el precio del gas de Camisea, para las demás fuentes de gas natural, se ha establecido comoun objetivo a alcanzar en el plazo que transcurrirá entre el mes de marzo de 2001 y la fecha prevista como más probable para la llegada del gas a Lima (Resolución Di-rectoral Nº 007-2001-EM/DGE). Como consecuencia de la aplicación de esta recomendación, el precio máximo para la presente regulación es igual a 2,199 US$/MMB-tu, valor que resulta de asumir una tendencia lineal ini- ciada en la regulación de mayo 2001. Es importante destacar que la recomendación ante- rior establece únicamente el precio máximo a considerar para fines de generación; sin embargo, al inicio se utili- zará también para fijar el costo variable combustible delas unidades termoeléctricas que utilizan gas natural. 3.2.3.3. Precio del Carbón Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio del carbón seráexpresado en US$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg. El precio presentado por la empresa Enersur S.A. ha sidorevisado y comparado con el límite superior al precio del carbón calculado por el OSINERG, habiéndose determi- nado que se encuentra dentro de un rango de preciosrazonable, por ello será tomado como precio base para la presente fijación tarifaria. Con el objeto de incluir las variaciones en el precio delcarbón en la actualización del precio de la electricidad se ha desarrollado la siguiente relación para actualizar el precio Base del carbón (PPIAEqo): 01 01 FOBCBFOBCBBAPPIAEqPPIAEq×+≡ Donde: A: 0,3529 B: 0,6471 FOBCB: Precio Referencial FOB del Carbón Bitumi- noso en US$/Ton 3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combusti- bles líquidos Los precios de los combustibles puestos en cada cen- tral se calculan tomando en cuenta el precio del combus- tible en el respectivo punto de compra, el flete, el trata-miento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, es posible tomar como referencia la información del Cuadro Nº 3.6(precios del combustible en Lima) y calcular un valor de-nominado “Otros” para relacionar el precio del combusti- ble 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 Central Combustible LimaOtros(*) Central Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 Diesel Nº 2 351,7 50,3% 528,5 Turbo Gas Natural Malacas 4 A Gas Natural —- —- 2,199 Turbo Gas Natural Malacas 4 B Gas Natural y Agua —- —- 2,199 Grupos Diesel de Verdún Diesel Nº 2 351,7 50,3% 528,5 Turbo Gas de Chimbote Diesel Nº 2 351,7 0,6% 353,7 Turbo Gas de Trujillo Diesel Nº 2 351,7 -0,2% 351,1 Turbo Gas de Piura Diesel Nº 2 351,7 -2,1% 344,4 Grupos Diesel de Piura Diesel Nº 2 351,7 -1,6% 346,0 Grupos Diesel de Chiclayo Diesel Nº 2 351,7 0,0% 351,7 Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº 2 351,7 -1,8% 345,4 Grupos Diesel de Paita Diesel Nº 2 351,7 -1,7% 345,7 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Residual Nº 6 218,3 4,2% 227,5 Grupo Diesel Pacasmayo Man Mezcla1 R6,D2 238,3 3,5% 246,7 Turbo Gas Santa Rosa UTI Diesel Nº 2 351,7 1,0% 355,3 Turbo Gas Santa Rosa BBC Diesel Nº 2 351,7 1,1% 355,4 Turbo Gas Santa Rosa WTG Diesel Nº 2 351,7 1,0% 355,3 Turbo Gas Ventanilla 3 Diesel Nº 2 351,7 1,0% 355,3 Turbo Gas Ventanilla 4 Diesel Nº 2 351,7 1,0% 355,3 Turbo Vapor de Trupal Residual Nº 6 218,3 2,9% 224,7 Turbo Vapor de Shougesa Residual Nº 500 211,4 6,7% 225,7 G. Diesel Shougesa Diesel Nº 2 351,7 4,0% 365,7 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural —- —- 2,199 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural —- —- 2,199 G. Diesel Tumbes Nueva 1 Residual Nº 6 218,3 3,0% 224,9 G. Diesel Tumbes Nueva 2 Residual Nº 6 218,3 3,0% 224,9 G. Diesel Pucallpa Wartsila Residual Nº 6 218,3 12,4% 245,5 Turbo Gas Camisea C.Simple TG-1 Gas Natural —- —- 1,744 Turbo Gas Camisea C.Simple TG-2 Gas Natural —- —- 1,744 G. Diesel Tarapoto Wartsila Residual Nº 6 218,3 0,8% 220,1 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 Diesel Nº 2 351,7 8,7% 382,2 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 Diesel Nº 2 351,7 5,9% 372,3 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 Diesel Nº 2 351,7 6,1% 373,0 Tintaya GD N° 1 al N° 8 Diesel Nº 2 351,7 5,7% 371,6 San Rafael GD Nº 1 y Nº 2 Diesel Nº 2 351,7 12,7% 396,4 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Mezcla2 R500,D2 231,6 0,8% 233,6 Chilina Ciclo Combinado Diesel Nº 2 351,7 1,1% 355,5 Chilina TV Nº 2 Residual Nº 500 211,4 4,1% 220,0 Chilina TV Nº 3 Residual Nº 500 211,4 4,1% 220,0 Mollendo I GD Residual Nº 500 211,4 2,1% 216,0 Mollendo II TG Diesel Nº 2 351,7 0,0% 351,7 Moquegua GD Diesel Nº 2 351,7 2,6% 361,0 Calana GD Residual Nº 6 218,3 5,2% 229,7 Ilo 1 TV Nº 2 Vapor —- —- 0,0 Ilo 1 TV Nº 3 Residual Nº 500 211,4 2,0% 215,6 Ilo 1 TV Nº 4 Vapor+Res Nº 500 192,2 2,0% 196,0 Ilo 1 TG Nº 1 Diesel Nº 2 351,7 0,1% 352,1 Ilo 1 TG Nº 2 Diesel Nº 2 351,7 0,1% 352,1 Ilo 1 GD Nº 1 Diesel Nº 2 351,7 0,1% 352,1 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Carbón —- —- 39,4 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 específi- cos del Cuadro Nº 3.4 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro Nº 3.8. 11El precio del gas natural proveniente de Camisea ha sido ajustado para consi- derar la reducción en el Costo del Servicio de transporte y distribución del gas natural por efecto del adelanto en el pago de la garantía por red principal de ductos.