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Pág. 213859 NORMAS LEGALES Lima, jueves 13 de diciembre de 2001 Regulación Tarifaria del OSINERG (OSINERG-GART), así como las pérdidas en distribución reconocidas y espera- das para los próximos cuatro años. Del mismo modo, las pérdidas en distribución se han corregido para tomar en cuenta que la energía vendida al mercado libre por los ge- neradores en los niveles de alta y muy alta tensión no tran- sita por las redes de distribución. El crecimiento del PBI previsto para el período de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES- SINAC. Aunque estos valores de crecimiento del PBI no son exactamente iguales a los previstos por OSINERG-GART, la diferencia se encuentra dentro del nivel de incertidumbre de este tipo de pronósticos y re- sulta innecesario efectuar correcciones que no son sig- nificativas. Como resultado de la revisión del pronóstico de ventas del año 2001, se verificó la necesidad de reconsiderar el valor de ventas pronosticado por el modelo econométrico (11 769 GWh), reemplazándolo por el valor proyectado de 11 911 GWh, el cual ha sido mejor estimado sobre la base de las ventas históricas reportadas por las empresas eléc- tricas en el período enero-setiembre 2001. Asimismo, se ajustaron, en función de la información histórica de las car- gas especiales a setiembre 2001, entre otras, las proyec- ciones de las cargas Shougesa, Antamina y Yanacocha, las cuales es probable que presenten una diferencia signi- ficativa con respecto a las proyecciones propuestas al OSINERG. La demanda de los proyectos mineros se ha mantenido de acuerdo a la propuesta del COES-SINAC con la excep- ción de la demanda de Cerro Lindo y Quellaveco que se han postergado en un año. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión. La demanda considerada para el SINAC se resume en el Cuadro Nº 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO debe ser desagregada por barras. Cuadro Nº 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2001 - 2005 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2000 2 623 17 634 76,7% 2001 2 787 18 415 75,4% 6,2% 4,4% 2002 2 895 19 585 77,2% 3,9% 6,4% 2003 3 029 20 549 77,4% 4,6% 4,9% 2004 3 155 21 410 77,5% 4,1% 4,2% 2005 3 335 22 635 77,5% 5,7% 5,7% 3.2.2 Programa de Obras El programa de obras de generación y transmisión en el SINAC empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nº 3.2 y 3.3, respectivamente. La configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próxi- mos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica. Cuadro Nº 3.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2001 - 2005 FECHA DE PROYECTO INGRESO Dic. 2001 Turbina a Carbón C.T. Ilo 2 - Unidad 1 : Reingreso (141,5 MW) Ago. 2002 C.H. Huanchor (18 MW) Oct. 2002 C.T. Pucallpa : Ingreso al SEIN (47,4 MW) Jul. 2003 C.H. Yuncán : Unidad 1 (43,33 MW) Oct. 2003 C.H. Yuncán : Unidad 2 (43,33 MW) Ene. 2004 C.H. Yuncán : Unidad 3 (43,33 MW) Ene. 2004 C.H. Poechos (16 MW) Abr. 2004 TGN 2 x 150 MW (Gas de Camisea) Jul. 2004 C.H. Yuncán : Conclusión obras del Sistema Uchuhuerta Nov. 2004 C.H. Huanza (86 MW) Mar. 2005 C.H. Marañón (90 MW) Notas : C.H. :Central Hidroeléctrica. C.T. :Central Termoeléctrica. TGN :Turbina de Gas operand o con Gas Natural.Cuadro Nº 3.3 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Período 2001 - 2005 FECHA DE PROYECTO INGRESO Nov. 2001 L.T. Santuario - Chilina 138 kV (simple terna) Dic. 2001 L.T. Moquegua - Toquepala 138 kV (simple terna) Ene. 2002 Banco de capacitores de 3 x 30 MVAR SE San Juan Mar. 2002 Doble barra S.E. Piura Oeste Mar. 2002 Ampliación de celdas 220 kV S.E. Ica Abr. 2002 Reemplazo transformador S.E. Marcona (100 MVA) Ago. 2002 L.T. Aguaytía - Pucallpa 138 kV (simple terna) Oct. 2002 L.T. Oroya - Carhuamayo - Paragsha - Derivación Antamina 220 kV Dic. 2002 Ampliación de la S.E. Tintaya Jul. 2003 Autotransformador 138/220 kV Yuncán Jul. 2003 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Ene. 2004 Ampliación de la S.E. Puno (celda de llegada) Ene. 2004 Ampliación de la S.E. Azángaro (celda de llegada) Ene. 2004 L.T. Azángaro - Puno 138 kV (simple terna) Ene. 2004 Subestación San Nicolás 220 kV (60 MVA) Jul. 2004 L.T. Marcona - San Nicolás 220 kV (simple terna) Jul. 2004 L.T. Paramonga - Chimbote 220 kV (segunda terna) Jul. 2004 Ampliación de la S.E. Paramonga Nueva Jul. 2004 Ampliación de la S.E. Chimbote 1 Jul. 2004 L.T. Zapallal - Paramonga 220 kV (segunda terna) Jul. 2004 Ampliación de la S.E. Zapallal El Cuadro Nº 3.4 presenta la información de las princi- pales características de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Eléctrico Interconecta- do Nacional. Cuadro Nº 3.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Energía Factor Caudal Rendimiento Efectiva Media GWh de Planta Turbinable kWh/m3 MW Medio m3/seg Cahua EGECAHUA 43,1 303,0 80,3% 22,86 0,524 Cañon del Pato EGENOR 256,6 1 561,4 69,5% 77,53 0,919 Carhuaquero EGENOR 95,0 613,4 73,7% 23,00 1,147 Mantaro ELECTROPERU 631,8 5 069,4 91,6% 100,00 1,755 Restitución ELECTROPERU 209,7 1 527,1 83,1% 100,00 0,583 Callahuanca EDEGEL 75,1 610,6 92,8% 20,50 1,018 Huampaní EDEGEL 30,2 173,9 65,7% 18,50 0,453 Huinco EDEGEL 247,3 1 057,3 48,8% 25,00 2,748 Matucana EDEGEL 128,6 845,9 75,1% 14,80 2,414 Moyopampa EDEGEL 64,7 558,1 98,5% 17,50 1,027 Yanango EDEGEL 42,6 283,0 75,8% 20,00 0,592 Chimay EDEGEL 150,9 966,2 73,1% 82,00 0,511 Malpaso ELECTROANDES 48,0 276,5 65,8% 71,00 0,188 Oroya ELECTROANDES 8,7 44,3 58,1% 5,92 0,408 Pachachaca ELECTROANDES 12,3 51,7 48,0% 8,35 0,409 Yaupi ELECTROANDES 104,9 871,1 94,8% 24,76 1,177 Gallito Ciego C.N.P. ENERGIA 38,1 125,2 37,5% 44,80 0,236 Pariac EGECAHUA 4,5 36,8 93,4% 2,20 0,568 Charcani I EGASA 1,60 13,7 98,0% 7,60 0,059 Charcani II EGASA 0,60 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 3,91 31,2 91,1% 10,00 0,109 Charcani IV EGASA 14,80 89,7 69,2% 15,00 0,274 Charcani V EGASA 139,90 575,0 46,9% 24,90 1,561 Charcani VI EGASA 8,80 54,8 71,1% 15,00 0,163 Aricota I EGESUR 22,50 114,0 57,8% 4,60 1,359 Aricota II EGESUR 12,40 60,9 56,1% 4,60 0,749 Hercca EGEMSA 0,72 6,3 100,0% 1,50 0,133 Machupicchu EGEMSA 90,00 785,0 99,6% 30,00 0,833 San Gabán SAN GABAN 112,9 715,0 72,3% 19,00 1,651 Total 2 600,2 17 425,6 76,5% Notas : (*)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. En el Cuadro Nº 3.5 a continuación se presenta la capaci- dad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del Sistema Eléctrico Interco- nectado Nacional.