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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G37/G34/G32/G34/G35 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, miércoles 11 de agosto de 2004 Los precios del mercado internacional se determinan a partir de los precios en la Costa del Golfo de los EE.UU., según los registros del “ Platt’s Oilgram Price Report ”, agre- gándole los precios de transporte, seguros, manipulación yaranceles hasta su puesta en el mercado interno. 2.2.3.2. Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. No obstante, mediante la ResoluciónDirectoral Nº 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviem- bre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operaciónde las centrales de generación termoeléctrica que utili- zan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG). Por los motivos indicados, el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación debe ser determinado tomando como referencia el precio del gasen Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima. Así, el Decreto Supremo Nº 055-2002- EM publicado el 21.12.2002 en el Diario Oficial El Perua-no, señala que se tomará como precio del mercado inter- no para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124º del Reglamento, el precio único 15 que se obtenga como resultado del procedimiento Nº 31 C del COES- SINAC, “Información de Precios y Calidad de Combusti- ble de Gas Natural” aprobado mediante la ResoluciónMinisterial Nº 609-2002-EM/DM, teniendo como límite superior el precio máximo dispuesto por la Resolución Directoral Nº 007-2001-EM/DGE. La aplicación de estadisposición permitió obtener un precio máximo para la presente regulación igual a 1,897 US$/MMBtu, valor que resultó de asumir una tendencia lineal iniciada en la re-gulación de mayo 2001. Como resultado de la aplicación del procedimiento Nº 31 C, “Información de Precios y Calidad de Combustiblede Gas Natural”, los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9 US$/MMBtu y 2,6968 US$/MMBtu, respecti-vamente. Dichos precios, actualizados al 31 de marzo de 2004, se compararon con el precio limite de 1,897 US$/ MMBtu, y como resultado los precios de gas natural utili-zados en la fijación de Tarifas en Barra para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9428 US$/MMBtu y 1,897 US$/MMBtu, respectivamente. 2.2.3.3. 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 está expresado en US$/Ton referido a un carbón estándar dePoder Calorífico Superior de 6 240 kcal/kg. El precio para este combustible (59,20 US$/Ton) pre- sentado por el COES-SINAC fue revisado y comparadocon el precio del carbón calculado por el OSINERG, de- terminándose que este valor fue superior; y por ello, en consideración de lo dispuesto en el Artículo 124º del Re-glamento de la LCE, se tomó el precio límite de 51,30 US$/Ton determinado por el OSINERG. Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en la actualización del precio de la electrici- dad se determinó la siguiente relación para actualizar el precio Base del carbón (PPIAEqo): 01 01 FOBCBFOBCBBAPPIAEqPPIAEq×+≡ Donde: A :0,34285 B :0,65715 FOBCB :Precio Referencial FOB del Carbón Bitumi- noso en US$/Ton 2.2.3.4. 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, se tomó como refe- rencia la información del Cuadro Nº 2.6 (precios del com- bustible en Lima) y se calculó un valor denominado “Otros”para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro Nº 2.7. Cuadro Nº 2.7 FIJACIÓN DE TARIFAS: MAYO 2004 PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLES Central Comb ustible Lima Otros(*) Central Turbo Gas Diesel Malacas 1 Di esel Nº 2 366,5 53,8% 563,6 Turbo Gas Natural Malacas 2 Gas Natural —- —- 1,897 Turbo Gas Natural Malacas 3 Gas Natural —- —- 1,897 Turbo Gas Natural Malacas 4 A Gas Natural —- —- 1,897 Turbo Gas Natural Malacas 4 B Gas Natural y Agua —- —- 1,897 Turbo Gas de Chimbote Di esel Nº 2 366,5 0,5% 368,5 Turbo Gas de Trujillo Di esel Nº 2 366,5 0,0% 366,4 Turbo Gas de Piura Diesel Nº 2 366,5 -0,3% 365,6 Grupos Diesel de Piura Diesel Nº 2 366,5 -0,3% 365,6 Grupos Diesel de Chiclayo Di esel Nº 2 366,5 0,5% 368,2 Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº 2 366,5 -0,6% 364,4 Grupos Diesel de Paita Diesel Nº 2 366,5 0,0% 366,6 Grupo Diesel Pacasmayo Sulz er3 Residual Nº 6 210,4 4,4% 219,6 Grupo Diesel Pacasmayo Man Mezcla1 R6,D2 233,8 3,7% 242,5 Turbo Gas Santa Rosa UTI Diesel Nº 2 366,5 1,0% 370,2 Turbo Gas Santa Rosa WTG Di esel Nº 2 366,5 1,0% 370,2 Turbo Gas Ventanilla 3 (D2) Diesel Nº 2 366,5 1,0% 370,1 Turbo Gas Ventanilla 4 (D2) Diesel Nº 2 366,5 1,0% 370,1 Turbo Vapor de Trupal Residual Nº 6 210,4 3,0% 216,8 Turbo Vapor de Shougesa Residual Nº 500 203,6 7,0% 217,861 G. Diesel Shougesa Diesel Nº 2 366,5 3,8% 380,425 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural —- —- 0,943 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural —- —- 0,943 G. Diesel Tumbes Nueva 1 Residual Nº 6 210,4 3,9% 218,6 G. Diesel Tumbes Nueva 2 Residual Nº 6 210,4 3,9% 218,605 G. Diesel Pucallpa Wartsila Residual Nº 6 210,4 0,1% 210,609 Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCS) Gas Natural —- —- 1,746 Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCC) Gas Natural —- —- 1,746 Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCS) Gas Natural —- —- 1,746 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 D iesel Nº 2 366,5 7,2% 393,1 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 Diesel Nº 2 366,5 5,6% 387,2 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 D iesel Nº 2 366,5 5,8% 387,9 Tintaya GD N° 1 al N° 8 Diesel Nº 2 366,5 5,4% 386,4 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Mezcla2 R500,D2 226,0 0,9% 228,0 Chilina Ciclo Combinado Diesel Nº 2 366,5 1,0% 370,3 Chilina TV Nº 2 Residual Nº 500 203,6 4,2% 212,2 Chilina TV Nº 3 Residual Nº 500 203,6 4,2% 212,2 Mollendo I GD Residual Nº 500 203,6 2,2% 208,2 Mollendo II TG Diesel Nº 2 366,5 0,0% 366,4 Moquegua GD Diesel Nº 2 366,5 2,5% 375,8 Calana GD Residual Nº 6 210,4 5,4% 221,8 Ilo 1 TV Nº 2 Vapor —- —- 0,0 Ilo 1 TV Nº 3 Residual Nº 500 203,6 2,0% 207,7 Ilo 1 TV Nº 4 V apor+Res Nº 500 185,1 2,0% 188,9 Ilo 1 TG Nº 1 Diesel Nº 2 366,5 3,6% 379,9 Ilo 1 TG Nº 2 Diesel Nº 2 366,5 3,6% 379,9 Ilo 1 GD Nº 1 Diesel Nº 2 366,5 3,6% 379,9 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Carbón —- —- 51,3 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. 15La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la ca-lidad del gas natural deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de laprimera quincena del mes de junio en sobre cerrado. Dicha información tendrávigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.