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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G35/G39/G39/G35/G35 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 17 de enero de 2004 Cuadro Nº 2.8 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 36,16 Turbo 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 2,70 105,13 Grupos Diesel de Piura 0,215 306,7 65,93 7,11 73,04 Grupos Diesel de Chiclayo 0,233 309,3 72,07 7,04 79,11 Grupos Diesel de Sullana 0,239 305,5 73,01 7,30 80,31 Grupos Diesel de Paita 0,253 307,7 77,85 7,54 85,39 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,258 202,3 52,19 7,04 59,23 Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,226 218,8 49,45 7,04 56,49 Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,295 313,1 92,35 7,07 99,42 Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,263 313,1 82,33 4,10 86,43 Turbo Gas Ventanilla 3 (D2) 0,237 312,9 74,17 4,00 78,17 Turbo Gas Ventanilla 4 (D2) 0,236 312,9 73,85 4,00 77,85 Turbo Vapor de Trupal 0,455 199,4 90,74 8,00 98,74 Turbo Vapor de Shougesa 0,310 201,753 62,54 2,00 64,54 G. Diesel Shougesa 0,209 323,281 67,57 7,11 74,68 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,348 0,927 10,52 3,03 13,55 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,463 0,927 10,62 3,03 13,65 G. Diesel Tumbes Nueva 1 0,202 199,7 40,35 7,00 47,35 G. Diesel Tumbes Nueva 2 0,197 199,735 39,35 7,00 46,35 G. 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 ( GNCC) 7,143 1,746 12,47 2,50 14,97 Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCS) 10,511 1,746 18,35 3,35 21,70 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 0,239 335,7 80,24 4,80 85,04 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 0,234 329,9 77,19 10,14 87,33 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 0,233 330,6 77,02 9,56 86,58 Tintaya GD N° 1 al N° 8 0,221 329,1 72,74 9,27 82,01 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 0,217 207,8 45,08 6,75 51,83 Chilina Ciclo Combinado 0,279 313,1 87,34 3,58 90,92 Chilina TV Nº 2 0,363 196,1 71,17 4,53 75,70 Chilina TV Nº 3 0,345 196,1 67,64 4,22 71,86 Mollendo I GD 0,216 192,0 41,47 13,83 55,30 Mollendo II TG 0,275 309,3 85,05 2,56 87,61 Moquegua GD 0,242 318,5 77,09 6,14 83,22 Calana GD 0,203 204,5 41,51 4,91 46,42 Ilo 1 TV Nº 2 4,064 0,0 0,00 1,08 1,08 Ilo 1 TV Nº 3 0,289 191,6 55,37 1,14 56,51 Ilo 1 TV Nº 4 0,247 174,2 43,02 1,08 44,10 Ilo 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$/MMBtu. 2.2.4. Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERG para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh. 2.2.5. Precio Básico de la Energía El Cuadro Nº 2.9 presenta el Precio Básico de la Ener- gía en la barra base Lima, el cual se determinó a partir de la optimización y simulación de la operación del SEINpara los próximos 48 meses. Cuadro Nº 2.9 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA Barra Santa Rosa 220 kV (US$/MWh) Año Mes Punta F.Punta Total P/FP 2003 Noviembre 31,88 21,73 23,76 1,47 Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 2003 Noviembre 20,06% 79,94%2.2.6. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de Potencia para la presente fijación se ha determinado aplicando la fórmula de actualizaciónestablecida en la Resolución OSINERG Nº 057-2003-OS/ CD, considerando los valores del Índice de Precios al por Mayor, y el Tipo de Cambio a setiembre de 2003. El Cuadro Nº 2.10 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Po- tencia. La correspondiente actualización de precios a se-tiembre de 2003 se muestra en el Cuadro Nº 2.11. Cuadro Nº 2.10 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Personal Otros Total 1 Costo Total: Millon US$ 33,565 1,695 35,259 2 Millón US$/Año 4,494 0,210 0,462 0,764 5,930 3 Sin FIM : US$/kW-año 41,86 1,96 4,30 7,12 55,24 4 Con FIM : US$/kW-año 51,22 2,40 5,27 8,71 67,60 Acumulado : US$/kW-año 51,22 53,62 58,89 67,60 Notas: 1. Costo de una unidad de 114,22 MW (ISO-Diesel 2) con su respectiva Conexión al Sistema. 2. Anualidad de la inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el generador. Tasa de actualización de 12%.3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Lima, sin incluir FIM. La Poten- cia efectiva en Lima es 94% de la Potencia ISO.4. Costo anual incluyendo los FIM del sistema (1,2238). (*) Los Costos Fijos incluyen los costos típicos de Personal, Operación y Manteni- miento de la unidad de punta en un año. FIM. Factores de indisponibilidad de la unidad de punta y del margen de reserva firme objetivo del sistema Cuadro Nº 2.11 SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA (Ubicación : Lima 220 kV) S/./kW-mes Actualización del Precio de Potencia de Punta: PPM = PPM0 * { a * ( TC / TCo ) * ( 1,0 + TA ) / ( 1,0 + TAo ) + b * ( IPM / IPMo ) } Precio Potencia Inicial PPM0 18,82 Fijación Nov. 2002 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Precios a b TCo TC TAo TA IPMo IPM 0,771 0,229 3,475 3,483 7% 7% 156,113192 155,923529 Precio Potencia de Punta - Fijación Noviembre 2003 PPM 18,85 Donde : PPM0 = Precio de Potencia de Punta fijado en Mayo de 2003, basado en la revisión del estudio realizado para la Fijación Noviembre 2002, en S/./kW-mes. PPM = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes.a , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 2002, Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD. FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.FTA = Factor por variación de la Tasa Arancelaria.FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor.TCo = Tipo de Cambio inicial igual a S/. 3,475 por US$ Dólar.TC = Tipo de Cambio vigente al último día del mes de setiembre de 2003.TAo = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%.TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de setiembre de 2003.IPMo = Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 156,113192. IPM = Índice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de setiembre de 2003. 2.2.7. Factores de Pérdidas Marginales Los factores de pérdidas utilizados para expandir los pre- cios de potencia y energía a partir de las barras de referen- cia se han calculado considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores depérdidas marginales de energía se ha utilizado el modelo PERSEO que permite una ponderación apropiada de los fac- tores de pérdidas determinados para las diferentes situacio-nes hidrológicas, para los diferentes meses y para los dife- rentes niveles de carga en el sistema. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando un flujo de carga en corriente alterna; sin embargo, debe tenerse en cuenta que para este caso eldespacho de las unidades debe considerar apropiadamen- te la seguridad del sistema. Los resultados de los factores de pérdidas se presentanen el Cuadro Nº 2.12.