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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G39/G39/G33/G34/G37 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 29 de agosto de 2005 Cuadro Nº 2.9 FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2005 COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh Turbo Gas Natural Malacas 1 16,022 1,888 30,25 4,00 34,25 Turbo Gas Natural Malacas 2 15,693 1,888 29,63 4,00 33,63 Turbo Gas Diesel Malacas 3 0,372 549,8 204,51 4,00 208,51 Turbo Gas Natural Malacas 4 A 12,052 1,888 22,75 3,13 25,88 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 13,066 1,888 24,67 21,60 46,27 Turbo Gas de Chimbote 0,342 562,5 192,38 2,70 195,08 Turbo Gas de Trujillo 0,360 561,1 202,01 2,70 204,71 Turbo Gas de Piura 0,331 556,0 184,04 2,70 186,74 C.T. Piura con R6 0,229 308,7 70,69 7,11 77,80 Grupos Diesel de Chiclayo 0,247 306,8 75,79 7,04 82,83 Grupos Diesel de Sullana 0,248 554,9 137,61 7,30 144,91 Grupos Diesel de Paita 0,245 556,8 136,41 7,54 143,95 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,264 269,7 71,21 7,04 78,25 Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,226 314,4 71,04 7,04 78,08 Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,284 563,6 160,07 7,07 167,14 Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,257 563,6 144,85 4,10 148,95 Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG 11,475 1,888 21,7 4,10 25,76 Turbo Gas Ventanilla 3 (con inyección) 0,237 563,1 133,5 4,00 137,46 Turbo Gas Ventanilla 4 (con inyección) 0,236 563,1 132,90 4,00 136,90 Turbo Vapor de Trupal 0,455 265,0 120,57 8,00 128,57 Turbo Vapor de Shougesa 0,309 247,2 76,39 2,00 78,39 G. Diesel Shougesa 0,212 573,249 121,53 7,11 128,64 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,462 1,095 12,55 3,03 15,58 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,659 1,095 12,77 3,03 15,80 G. Diesel Tumbes Nueva 1 0,195 267,8 52,22 7,00 59,22 G. Diesel Tumbes Nueva 2 0,197 267,8 52,75 7,00 59,75 G. Diesel Pucallpa War tsila 0,203 282,249 57,30 3,28 60,57 Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (GNCS) 9,808 1,834 17,99 3,76 21,75 Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (GNCC) 7,198 1,834 13,20 2,79 15,99 Turbo Gas Natural Ventanilla 4 (GNCS) 10,025 1,834 18,39 3,76 22,15 Turbo Gas Natural Egechilca CS 11,558 1,773 20,49 3,76 24,25 Turbo Gas Natural Egechilca CC 7,589 1,773 13,46 2,79 16,24 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 0,250 587,5 146,87 4,80 151,68 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 0,233 581,2 135,43 10,06 145,48 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 0,233 582,0 135,60 9,56 145,16 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 0,227 278,9 63,32 6,75 70,07 Chilina Ciclo Combinado 0,273 565,5 154,37 3,58 157,95 Chilina TV Nº 2 0,415 247,1 102,55 4,53 107,08 Chilina TV Nº 3 0,401 247,1 99,09 4,22 103,31 Mollendo I GD 0,210 239,3 50,26 13,83 64,09 Mollendo II TG 0,294 559,3 164,44 2,56 167,00 Moquegua GD 0,242 574,7 139,09 6,14 145,22 Calana GD 0,203 272,8 55,38 4,91 60,29 Ilo 1 TV Nº 2 3,896 0,0 0,00 1,93 1,93 Ilo 1 TV Nº 3 0,241 238,9 57,57 1,33 58,89 Ilo 1 TV Nº 4 0,297 217,1 64,49 1,23 65,72 Ilo 1 TG Nº 1 0,282 579,1 163,30 2,57 165,87 Ilo 1 TG Nº 2 0,264 579,1 152,88 6,39 159,27 Ilo 1 GD Nº 1 0,222 579,1 128,55 13,36 141,91 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 0,333 77,8 25,89 1,00 26,89 NOTAS : Consumo Específico : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = MMBtu/MWh. Costo del Combustible : Combustibles Líquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/MMBtu. 2.2.4. Canon del Agua Se consideró la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica que establece el Artículo 107º de la LCE y 214º de su Reglamento21, cuyo monto fue de 0,934 S/./MWh, conforme al valor vigentedel 1% del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN. Dicho precio corresponde al determinado para las Horas Fuera de Punta (PEMF), vigente al 31 de marzode 2005, de la Barra Base Lima 220 kV del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 2.2.5. Costo de Racionamiento Se ha mantenido el costo de racionamiento establecido anteriormente por el OSINERG y que ha venido utilizándose en los últimos procesos tarifarios. Dicho precio equivale a 25,0 centavos de US$ porkWh. 2.2.6. Precio Básico de la Energía El Cuadro Nº 2.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la Barra Base Lima 220kV, el cual se determinócon la optimización y simulación de la operación del SEIN para un horizonte de 36 meses.Cuadro Nº 2.10 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA Barra Santa Rosa 220 kV (US$/MWh) Año Mes Punta F.Punta Total P/FP 2005 Mayo 38,41 27,49 29,66 1,40 Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 2005 Mayo 19,90% 80,10% 2.2.7. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia para la fijación se determinó a partir de la utilización de los costoscorrespondientes a una unidad de unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinacióndel Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD. El Cuadro Nº 2.11 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Potencia. Cuadro Nº 2.11 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (Ubicación : Lima 220 kV) US$/kW-año Costos Fijos (*) Generador Conexión Personal Otros Total 1 Costo Total: Millón US$ 30,346 1,622 31,968 2 Millón US$/Año 4,063 0,201 0,462 0,945 5,671 3 Sin FIM : US$/kW-año 37,25 1,85 4,24 8,67 52,00 4 Con FIM : US$/kW-año 45,68 2,26 5,19 10,63 63,76 Acumulado : US$/kW-año 45,68 47,95 53,14 63,76 Notas:1. Costo de una unidad de 114,78 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 Potencia 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 Mantenimiento 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 3. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT 3.1. Sistema Principal de Transmisión El Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MEM”). Este sistema, redefinido ainicios de 2001, no necesariamente forma una red continua. Por un lado, se tienen gran parte de las redes del sistema costero en 220 kV, que se extiende desde 21Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen laenergía y recursos naturales aprovechab les de las fuentes hidráulicas y geotér- micas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado pordicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto LeyNº 17752 y sus disposiciones reglamentarias y complementarias. Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio pro- medio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimientoque señale el Reglamento de la presente Ley.Artículo 214º (RLCE).- La compensación única al Estado a que se refiere el artículo precedente, se abonará en forma mensual observando el siguiente pro-cedimiento:a) El títular de la central generadora, efectuará una autoliquidación de la retribu- ción que le corresponde, tomando en cuenta la energía producida en el mesanterior y el 1% del precio promedio de la energía a nivel de generación; (...)