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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G34/G32/G34/G34 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 11 de agosto de 2004 A continuación, en el Cuadro Nº 2.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las cen- trales termoeléctricas existentes del SEIN. Cuadro Nº 2.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Combustible Consumo Efectiva Específico MW Und./kWh Turbo Gas Diesel M alacas 1 EEPSA 14,9 Diesel Nº 2 0,360 Turbo Gas Natural Malacas 2 EEPSA 15,0 Gas Natural 15,693 Turbo Gas Natural Malacas 3 EEPSA 15,1 Gas Natural 15,552 Turbo Gas Natural Malacas 4 EEPSA 81,2 Gas Natural 12,052 Gas Natural y Agua 13,066 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 25,1 Diesel Nº 2 0,233 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 23,0 Residual Nº 6 0,264 PACASMAYO Grupo Diesel Pacasmayo Man ENERGIA 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,226 PACASMAYO Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 105,8 Diesel Nº 2 0,284 Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 121,3 Diesel Nº 2 0,257 Turbo Gas Ventanilla 3 (D2) ETEVENSA 164,1 Diesel Nº 2 0,237 Turbo Gas Ventanilla 4 (D2) 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 0,212 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSELVA 78, 2 Gas Natural 11,348 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 TERMOSELVA 78, 1 Gas Natural 11,644 G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,202 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,197 G. Diesel Pucallpa Wartsila ELECTRO 23,8 Residual Nº 6 0,203 UCAYALI Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 11,8 Diesel Nº 2 0,239 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 SAN GABAN 5,3 Diesel Nº 2 0,234 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 SAN GABAN 5,7 Diesel Nº 2 0,233 Tintaya GD Nº 1 al N° 8 SAN GABAN 16,7 Diesel Nº 2 0,225 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,3 Mezcla2 R500,D2 0,227 Chilina Ciclo Combinado EGASA 18,7 Diesel Nº 2 0,273 Chilina TV Nº 2 EGASA 6,8 Residual Nº 500 0,415 Chilina TV Nº 3 EGASA 10,1 Residual Nº 500 0,401 Mollendo I GD EGASA 31,5 Residual Nº 500 0,210 Mollendo II TG EGASA 71,0 Diesel Nº 2 0,294 Moquegua GD EGESUR 0,8 Diesel Nº 2 0,242 Calana GD EGESUR 25,3 Residual Nº 6 0,203 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 Di esel Nº 2 0,292 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 35,4 Di esel Nº 2 0,252 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,2 Diesel Nº 2 0,215 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,1 Carbón 0,333 Total 1 755,1 Notas : GD :Grupos Diesel. TV :Turbinas a Vapor. TG :Turbinas de Gas operando con Diesel Nº 2. Und.:Kg. para el Diesel Nº 2 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 de Residual Nº 500 (90%) y Diesel Nº 2 (10%) 2.2.3. Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se calcularon a partir de los costos variables relacionados directamente con la ener- gía producida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Va- riables Combustible (en adelante “CVC”) y Costos Varia- bles No Combustible (en adelante “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 determi- na como el producto del consumo específico de la uni-dad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible, el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo, parael Diesel Nº 2 dicho costo está dado en US$/Ton), y vie- ne expresado en US$/MWh o mils/kWh 12.El CVNC representa el costo, no asociado directamen- te al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléc- trica por cada unidad de energía que produce. Para eva- luar dicho costo se determina la función de costo total delas unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arran- ques y paradas anuales y horas medias de operaciónentre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por launidad. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos FijosNo Combustible (en adelante “CFNC”) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación pro-medio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.8, más adelante, muestra los CVNC resul- tantes de aplicar el procedimiento indicado. 2.2.3.1. 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 localhasta la central de generación correspondiente. En el modelo de simulación de la operación de las cen- trales generadoras se ha considerado como precios decombustibles líquidos los fijados por PetroPerú S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional. El Cuadro Nº 2.6 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 31 de marzo de 2004 13. Cuadro Nº 2.6 FIJACIÓN DE TARIFAS: MAYO 2004 PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ( Mercado Interno) Precio Vigente Densidad S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln Diesel Nº 2 4,12 1,19 50,00 366,5 3,248 Residual Nº 6 2,63 0,76 31,92 210,4 3,612 Residual Nº 500 2,59 0,75 31,43 203,6 3,675 Mollendo Diesel Nº 2 4,09 1,18 49,63 363,8 3,248 Residual Nº 500 2,62 0,76 31,79 206,0 3,675 Ilo Diesel Nº 2 4,12 1,19 50,00 366,5 3,248 Residual Nº 6 2,68 0,77 32,52 214,4 3,612 Tipo de Cambio S/./US$ 3,461 Fuente Petroperu: Precios al 31 de Marzo de 2004PlantaTipo de Combustible Callao De acuerdo con el Artículo 124º del Reglamento14, en la publicación definitiva de la presente regulación, y como resultado de la comparación entre los precios locales delcombustible (precios de PetroPerú) y los precios del mer- cado internacional, se ha verificado que los precios loca- les se ubican dentro del precio promedio del mercadointernacional. 12Un mil = 1 milésimo de US$. 13A fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50º de la LCE en la publicación de la Resolución de Tarifas en Barra se deberán considerar los costos al 31 demarzo de 2004. Al r especto, dicho artículo señala que todos los costos que se utilicen en los cálculos para la fijación de las Tarifas en Barra deberán ser ex- presados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre, según se tratede las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente. 14Artículo 124º . El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artícu- lo 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 losprecios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publi- que una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito inter- nacional.