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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G35/G39/G39/G35/G34 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 17 de enero de 2004 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 merca- do interno. No obstante, mediante la Resolución DirectoralNº 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 costos variables de operación de las centralesde generación termoeléctrica que utilizan como combusti- ble 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 14 que se obtenga como resultado del procedimiento Nº 31 C, “Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural” aprobado mediante la Resolución Ministerial 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 esta recomendación permite ob-tener un precio máximo para la presente regulación igual a 2,049 US$/MMBtu, valor que resulta de asumir una ten- dencia lineal iniciada en la regulación de mayo 2001. Como resultado de la aplicación del procedimiento Nº 31 C, “Infor mación de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural”, los precios de gas natural declaradosen junio de 2003 para las centrales de Aguaytía y Mala- cas fueron de 0,9 US$/MMBtu y 2,6968 US$/MMBtu, res- pectivamente. Dichos precios, actualizados al 30 de se-tiembre de 2003, han sido comparados con el precio limi- te de 2,049 US$/MMBtu, concluyéndose que los precios de gas natural a utilizarse en la fijación de Tarifas en Ba-rra para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Mala- cas debían ser de 0,9267 US$/MMBtu y 2,049 US$/MM- Btu, 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$/Ton referido a un carbón estándar dePoder Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg. El precio para este combustible (44,59 US$/Ton vi- gente al 30 de setiembre de 2003) presentado por elCOES-SINAC ha sido revisado y comparado con el pre- cio del carbón calculado por el OSINERG, habiéndose determinado que este valor es superior; y por ello, consi-derando lo dispuesto en el Artículo 124º del Reglamento de la LCE, se ha tomado el precio límite de 41,95 US$/ Ton determinado por el OSINERG. Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en la actualización del precio de la electrici- dad se ha desarrollado la siguiente relación para actuali-zar el precio Base del carbón (PPIAEqo): 01 01 FOBCBFOBCBBAPPIAEqPPIAEq×+≡ Donde: A: 0,3539 B: 0,6461 FOBCB: Precio Referencial FOB del Carbón Bitumi- noso en US$/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, es posibletomar como referencia la información del Cuadro Nº 2.6 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor de- nominado “Otros” para relacionar el precio del combustible14 La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la cali- dad 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 tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.en cada central con respecto al precio en Lima. Este resul- tado se muestra en el Cuadro Nº 2.7. Cuadro Nº 2.7 FIJACIÓN DE TARIFAS: NOVIEMBRE 2003 PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLES Central Comb ustible Lima Otros(*) Central Turbo Gas Diesel Malacas 1 Diesel Nº 2 309,4 62,7% 503,4 Turbo Gas Natural Malacas 2 Gas Natural —- —- 2,049 Turbo Gas Natural Malacas 3 Gas Natural —- —- 2,049 Turbo Gas Natural Malacas 4 A Gas Natural —- —- 2,049 Turbo Gas Natural Malacas 4 B Gas Natural y Agua —- —- 2,049 Grupos Diesel de V erdún Diesel Nº 2 309,4 62,7% 503,4 Turbo Gas de Chimbote Diesel Nº 2 309,4 0,6% 311,3 Turbo Gas de Trujillo Diesel Nº 2 309,4 -0,1% 309,2 Turbo Gas de Piura Diesel Nº 2 309,4 -0,9% 306,7 Grupos Diesel de Piura Diesel Nº 2 309,4 -0,9% 306,7 Grupos Diesel de Chicla yo Diesel Nº 2 309,4 0,0% 309,3 Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº 2 309,4 -1,3% 305,5 Grupos Diesel de Paita Diesel Nº 2 309,4 -0,5% 307,7 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Residual Nº 6 193,2 4,7% 202,3 Grupo Diesel Pacasma yo Man Mezcla1 R6,D2 210,6 3,9% 218,8 Turbo Gas Santa Rosa UTI Diesel Nº 2 309,4 1,2% 313,1 Turbo Gas Santa Rosa WTG Diesel Nº 2 309,4 1,2% 313,1 Turbo Gas Ventanilla 3 (D2) Diesel Nº 2 309,4 1,1% 312,9 Turbo Gas Ventanilla 4 (D2) Diesel Nº 2 309,4 1,1% 312,9 Turbo Vapor de Tr upal Residual Nº 6 193,2 3,3% 199,4 Turbo Vapor de Shougesa Residual Nº 500 187,5 7,6% 201,753 G. Diesel Shougesa Diesel Nº 2 309,4 4,5% 323,281 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural —- —- 0,927 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural —- —- 0,927 G. Diesel Tumbes Nueva 1 Residual Nº 6 193,2 3,4% 199,7 G. Diesel Tumbes Nueva 2 Residual Nº 6 193,2 3,4% 199,735 G. Diesel Pucallpa Wartsila Residual Nº 6 193,2 26,0% 243,451 Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCS) Gas Natural —- —- 1,746 Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCC) Gas Natural —- —- 1,746 Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCS) Gas Natural —- —- 1,746 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 Diesel Nº 2 309,4 8,5% 335,7 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 Diesel Nº 2 309,4 6,6% 329,9 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 Diesel Nº 2 309,4 6,8% 330,6 Tintaya GD N° 1 al N° 8 Diesel Nº 2 309,4 6,4% 329,1 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Mezcla2 R500,D2 204,8 1,5% 207,8 Chilina Ciclo Combinado Diesel Nº 2 309,4 1,2% 313,1 Chilina TV Nº 2 Residual Nº 500 187,5 4,6% 196,1 Chilina TV Nº 3 Residual Nº 500 187,5 4,6% 196,1 Mollendo I GD Residual Nº 500 187,5 2,4% 192,0 Mollendo II TG Diesel Nº 2 309,4 0,0% 309,3 Moquegua GD Diesel Nº 2 309,4 3,0% 318,5 Calana GD Residual Nº 6 193,2 5,9% 204,5 Ilo 1 TV Nº 2 V apor —- —- 0,0 Ilo 1 TV Nº 3 Residual Nº 500 187,5 2,2% 191,6 Ilo 1 TV Nº 4 Vapor+Res Nº 500 170,5 2,2% 174,2 Ilo 1 TG Nº 1 Diesel Nº 2 309,4 4,3% 322,6 Ilo 1 TG Nº 2 Diesel Nº 2 309,4 4,3% 322,6 Ilo 1 GD Nº 1 Diesel Nº 2 309,4 4,3% 322,6 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Carbón —- —- 42,0 Nota: (1) Los Otros Incluyen: Flete, T ratamiento 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 específicos del Cuadro Nº 2.4 se determinan los costos variables to- tales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro Nº 2.8.