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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G35/G39/G39/G35/G33 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 17 de enero de 2004 A continuación, en el Cuadro Nº 2.5 se presenta la ca- pacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centra- les termoeléctricas existentes del SEIN. Cuadro Nº 2.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario P otencia Combustib le Consumo Efectiva Específico MW Und./kWh Turbo Gas Diesel Malacas 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 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 97,4 Gas Natural 13,066 y Agua Grupos Diesel de Verdún EEPSA 1,0 Diesel Nº 2 0,245 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 22,9 Residual Nº 6 0,258 PACASMAYO Grupo Diesel Pacasmayo Man ENERGIA 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,226 PACASMAYO Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 105,7 Diesel Nº 2 0,295 Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 122,0 Diesel Nº 2 0,263 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 0,209 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSELVA 78,2 Gas Natural 11,348 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 TERMOSELVA 78,5 Gas Natural 11,463 G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTR OPERU 9,1 Residual Nº 6 0,202 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTR OPERU 9,1 Residual Nº 6 0,197 G. Diesel Pucallpa Wartsila ELECTRO UCAYALI 23,8 Residual Nº 6 0,203 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 N° 1 al N° 8 SAN GABAN 17,2 Diesel Nº 2 0,221 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,6 Mezcla2 R500,D2 0,217 Chilina Ciclo Combinado EGASA 19,4 Diesel Nº 2 0,279 Chilina TV Nº 2 EGASA 7,2 Residual Nº 500 0,363 Chilina TV Nº 3 EGASA 10,1 Residual Nº 500 0,345 Mollendo I GD EGASA 31,3 Residual Nº 500 0,216 Mollendo II TG EGASA 71,5 Diesel Nº 2 0,275 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 Diesel Nº 2 0,292 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 35,4 Diesel Nº 2 0,252 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,2 Di esel Nº 2 0,215 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,5 Carbón 0,365 Total 1 759,4 Notas: GD : Grupos Diesel. TV : Turbinas a Vapor. TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº 2. Und.: Kg. para el Diesel Nº2 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 han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente con la energía producida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Va- riables Combustible (CVC) y Costos Variables No Com- bustible (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 enkg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo, para el Diesel Nº 2 dicho costo está dado en US$/Ton), y vie- ne expresado en US$/MWh o mils/kWh 11. El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad deenergía que produce. Para evaluar dicho costo se determi- na la función de costo total de las unidades termoeléctri- cas (sin incluir el combustible) para cada régimen de ope- ración (potencia media, arranques y paradas anuales yhoras medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incre- mento en la función de costo ante un incremento de la ener-gía producida por la unidad. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos FijosNo Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termo- eléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio porarranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.8, más adelante, muestra los CVNC resultantes de apli- car 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 centrales generadoras se ha considerado como preciosde combustibles 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 30 de setiembre de 2003 12. Cuadro Nº 2.6 FIJACIÓN DE TARIFAS: NOVIEMBRE 2003 PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ( Mercado Interno) Precio Vigente Densidad S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln Diesel Nº 2 3,50 1,00 42,20 309,4 3,248 Callao Residual Nº 6 2,43 0,70 29,30 193,2 3,612 Residual Nº 500 2,40 0,69 28,94 187,5 3,675 Mollendo Diesel Nº 2 3,47 1,00 41,84 306,7 3,248 Residual Nº 500 2,43 0,70 29,30 189,8 3,675 Ilo Diesel Nº 2 3,50 1,00 42,20 309,4 3,248 Residual Nº 6 2,48 0,71 29,91 197,1 3,612 Tipo de Cambio S/./US$ 3,483 Fuente Petroperu: Precios al 30 de Setiembre de 2003PlantaTipo de Combustible De acuerdo con el Artículo 124º del Reglamento13, en la publicación definitiva de la presente regulación, y comoresultado de la comparación entre los precios locales del combustible (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 mercado internacional. Los precios del mercado internacional se determina 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. 11 Un mil = 1 milésimo de US$. 12 A 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 30 de setiembre de 2003. Al respecto, dicho artículo señala que todos los costos que se utilicen en los cálculos para la fijación de las Tarifas en Barra deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente. 13Artículo 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 los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una en- tidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional.