NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 05 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2006 (05/09/2006)

NORMAS LEGALESEl Peruano martes 5 de setiembre de 2006 327385REPUBLICADELPERU Santa Rosa II ELECTRICA SANT A 1,7 11,2 75,2% 5,00 0,094 ROSA Curumuy SINERSA (4) 12,5 64,2 58,6% 36,00 0,096 Poechos SINERSA 15,4 82,0 60,8% 45,00 0,095 Charcani I EGASA 1,7 13,8 91,1% 7,60 0,063 Charcani II EGASA 0,6 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 4,6 31,7 79,0% 10,00 0,127 Charcani IV EGASA 15,3 89,6 66,9% 15,00 0,283 Charcani V EGASA 139,9 576,4 47,0% 24,90 1,561 Charcani VI EGASA 8,9 54,8 70,0% 15,00 0,166 Aricota I EGESUR 22,5 84,3 42,8% 4,60 1,359 Aricota II EGESUR 12,4 46,4 42,7% 4,60 0,749 Machupicchu EGEMSA 85,8 739,0 98,3% 30,00 0,794 San Gabán SAN GABAN 113,1 783,0 79,0% 19,00 1,654 T otal 2 822,8 19 408,9 78,5% Notas : (1) Potencia efectiva después del repotenciamiento del año 2005 (2) Las centrales indicadas son representadas en el COES-SINAC por las empresas señaladas, no siendo sin embargo dichas centrales de su propiedad. (3) Centrales en proceso de incorporación al COES-SINAC (4) Esta empresa no forma parte del COES-SINAC (5) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES-SINAC. La Energía de las Centrales Hidráulicas determinadas según el Plan Referencial y ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo PERSEO. Cuadro Nº 2.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Combustible Consumo Efectiva Específico MW Und./kWh Turbo Gas Natural Malacas 1 EEPSA 15,0 Gas Natural 16,109 Turbo Gas Natural Malacas 2 EEPSA 15,0 Gas Natural 15,670 Turbo Gas Diesel Malacas 3 EEPSA 14,7 Diesel Nº 2 0,363 Turbo Gas Natural Malacas 4 EEPSA 81,2 Gas Natural 12,068 97,4 Gas Natural y Agua 13,085 Turbo Gas de Chimbote sin TG2 DEI EGENOR 42,7 Diesel Nº 2 0,342 Turbo Gas de Piura con R6 DEI EGENOR 21,0 Residual Nº 6 0,322 Grupos Diesel de Piura DEI EGENOR 22,2 Residual Nº 6 0,229 Grupos Diesel de Chiclayo DEI EGENOR 24,1 Residual Nº 6 0,247 Grupos Diesel de Sullana DEI EGENOR 10,3 Diesel Nº 2 0,248 Grupos Diesel de Paita DEI EGENOR 8,8 Diesel Nº 2 0,245 Grupo Diesel Pacasmayo ENERGIA P ACASMAYO 17,7 Diesel Nº 2 0,233 Grupo Diesel Pacasmayo Man ENERGIA P ACASMAYO 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,226 Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 105,8 Diesel Nº 2 0,284 Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG EDEGEL 123,3 Gas Natur al 11,365 T urbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 64,5 Residual Nº 500 0,309 G. Diesel Shougesa SHOUGESA 1, 2 Diesel Nº 2 0,212 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSEL VA 87,0 Gas Natural 11,462 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 TERMOSEL VA 78,1 Gas Natural 11,659 G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,195 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9,0 Residual Nº 6 0,208 G. Diesel Pucallpa Wartsila ELECTRO UCAYALI 25,0 Residual Nº 6 0,198 Turbo Gas Natural Ventanilla 3 (GNCS) ETEVENSA 159,2 Gas Natural 10,155 Turbo Gas Natural Ventanilla 4 (GNCS) ETEVENSA 156,1 Gas Natural 10,117 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 11,8 Diesel Nº 2 0,250 Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 SAN GABAN 4,5 Diesel Nº 2 0,236 Bellavista GD Nº 1 al Nº 2 SAN GABAN 3,3 Diesel Nº 2 0,248 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,3 Mezcla2 R500,D2 0,227 Chilina Ciclo Combinado EGASA 18,7 Diesel Nº 2 0,273 Chilina TV Nº 2 EGASA 6,8 Residual Nº 500 0,415 Chilina TV Nº 3 EGASA 10,1 Residual Nº 500 0,401 Mollendo I GD EGASA 31,5 Residual Nº 500 0,210 Mollendo II TG EGASA 71,0 Diesel Nº 2 0,294 Calana GD EGESUR 25,5 Residual Nº 6 0,217 Ilo 1 TV Nº 2 ENERSUR 23,2 Vapor 3,896 Ilo 1 TV Nº 3 ENERSUR 71,7 Residual Nº 500 0,241 Ilo 1 TV Nº 4 ENERSUR 55,3 Vapor+Res Nº 500 0,297 Ilo 1 TG Nº 1 ENERSUR 34,6 Diesel Nº 2 0,282 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 34,9 Diesel Nº 2 0,264 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,2 Diesel Nº 2 0,222 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,1 Carbón 0,333 T otal 1 747,6 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%)Central Propietario Potencia Ener gía Factor de Caudal Rendi- Efectiva Media Planta Turbinable miento MW GWh Medio m3/seg kWh/m32.2.3. Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se calcularon a partir de los costos variables relacionados directamente a la energíaproducida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables NoCombustible (CVNC). El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica paraproducir una unidad de energía. Dicho costo se determinó como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel Nº 2 comocombustible, el consumo específico se expresa en kg/ kWh) por el costo del combustible (por ejemplo, para el Diesel Nº 2 dicho costo está dado en US$/Ton), y seexpresó en US$/MWh o mils/kWh 9. El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en elcual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determinó la función de costo total de las unidadestermoeléctricas (sin incluir el combustible) para su régimen de operación esperado; a partir de esta función se derivó el CVNC como la relación del incremento en la funciónde costo ante un incremento de la energía producida por la unidad. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado(número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.9, más adelante, muestra los CVNCresultantes de aplicar el procedimiento indicado. 2.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos En lo relativo al CVC, el precio que se utilizó para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) consideró la alternativa deabastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Con base en lo establecido en el Artículo 124º del Reglamento 10, en el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se consideró como preciosde combustibles líquidos los fijados por PetroPerú S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional, siempre y cuando no hubiera superado los precios dereferencia ponderados que publicó OSINERG. Los precios de referencia se determinaron conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento para la Determinaciónde los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”, aprobado por Resolución OSINERG Nº 062-2005-OS/CD. 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 31 de marzo de 2006. 9Un mil = 1 milésimo de US$. 10Artículo 124º . El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos:a) ... c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50º de la Ley y se tomará losprecios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón,el precio de referencia de importación que publique OSINERG será considerado como precio del mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes.