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PÆg. 253202 NORMAS LEGALES Lima, jueves 16 de octubre de 2003 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 0,360 503,4 181,23 4,00 185,23 Turbo Gas Natural Malacas 2 15,693 2,049 32,16 4,00 36,16Turbo Gas Natural Malacas 3 15,552 2,049 31,87 4,00 35,87 Turbo Gas Natural Malacas 4 A 12,052 2,049 24,69 3,13 27,83 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 13,066 2,049 26,77 21,60 48,38 Grupos Diesel de Verdún 0,245 503,425 123,34 7,37 130,71 Turbo Gas de Chimbote 0,344 311,3 107,09 2,70 109,79 Turbo Gas de Trujillo 0,336 309,2 103,90 2,70 106,60 Turbo Gas de Piura 0,334 306,7 102,43 2,70 105,13Grupos Diesel de Piura 0,215 306,7 65,93 7,11 73,04Grupos Diesel de Chiclayo 0,233 309,3 72,07 7,04 79,11Grupos Diesel de Sullana 0,239 305,5 73,01 7,30 80,31Grupos Diesel de Paita 0,253 307,7 77,85 7,54 85,39Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,258 202,3 52,19 7,04 59,23Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,226 218,8 49,45 7,04 56,49Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,295 313,1 92,35 7,07 99,42Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,263 313,1 82,33 4,10 86,43Turbo Gas Ventanilla 3 (D2) 0,237 312,9 74,17 4,00 78,17Turbo Gas Ventanilla 4 (D2) 0,236 312,9 73,85 4,00 77,85Turbo Vapor de Trupal 0,455 199,4 90,74 8,00 98,74Turbo Vapor de Shougesa 0,310 201,753 62,54 2,00 64,54G. Diesel Shougesa 0,209 323,281 67,57 7,11 74,68Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,348 0,927 10,52 3,03 13,55Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,463 0,927 10,62 3,03 13,65G. Diesel Tumbes Nueva 1 0,202 199,7 40,35 7,00 47,35G. Diesel Tumbes Nueva 2 0,197 199,735 39,35 7,00 46,35G. Diesel Pucallpa Wartsila 0,203 243,451 49,42 3,28 52,70 Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCS) 10,555 1,746 18,43 3,35 21,78 Turbo Gas Ventanilla 3 (G NCC) 7,143 1,746 12,47 2,50 14,97 Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCS) 10,511 1,746 18,35 3,35 21,70Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 0,239 335,7 80,24 4,80 85,04Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 0,234 329,9 77,19 10,14 87,33Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 0,233 330,6 77,02 9,56 86,58Tintaya GD N° 1 al N° 8 0,221 329,1 72,74 9,27 82,01Chilina GD Nº 1 y Nº 2 0,217 207,8 45,08 6,75 51,83Chilina Ciclo Combinado 0,279 313,1 87,34 3,58 90,92Chilina TV Nº 2 0,363 196,1 71,17 4,53 75,70Chilina TV Nº 3 0,345 196,1 67,64 4,22 71,86Mollendo I GD 0,216 192,0 41,47 13,83 55,30Mollendo II TG 0,275 309,3 85,05 2,56 87,61Moquegua GD 0,242 318,5 77,09 6,14 83,22Calana GD 0,203 204,5 41,51 4,91 46,42Ilo 1 TV Nº 2 4,064 0,0 0,00 1,08 1,08Ilo 1 TV Nº 3 0,289 191,6 55,37 1,14 56,51Ilo 1 TV Nº 4 0,247 174,2 43,02 1,08 44,10Ilo 1 TG Nº 1 0,292 322,6 94,20 2,57 96,77 Ilo 1 TG Nº 2 0,252 322,6 81,30 6,39 87,69 Ilo 1 GD Nº 1 0,215 322,6 69,36 13,36 82,72 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 0,365 42,0 15,31 1,00 16,31 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 Energía El Cuadro Nº 3.9 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determinó de la optimi- zación y simulación de la operación del SEIN para los próximos 48 meses.