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Pág. 212069 NORMAS LEGALES Lima, martes 30 de octubre de 2001 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 principales características de las centrales hidroeléctri- cas que actualmente operan en el Sistema Interconecta- do Nacional. Cuadro Nº 3.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Energía Factor de Caudal Rendimiento Efectiva Media Planta Turbinable kWh/m3 MW GWh Medio m3/seg Cahu a 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 capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del Sistema Eléc- trico Interconectado Nacional.Cuadro Nº 3.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Combustible Consumo Efectiva Específico MW Und./kWh Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 EEPSA 46,7 Diesel Nº 2 0,354 Turbo Gas Natural Malacas 4 A EEPSA 82,2 Gas Natural 11,871 Turbo Gas Natural Malacas 4 B EEPSA 15,1 Gas Natural y Agua 12,610 Grupos Diesel de Verdún EEPSA 1,9 Diesel Nº 2 0,236 Turbo Gas de Chimbote EGENOR 62,3 Diesel Nº 2 0,346 Turbo Gas de Trujillo EGENOR 21,2 Diesel Nº 2 0,343 Turbo Gas de Piura EGENOR 21,4 Diesel Nº 2 0,347 Grupos Diesel de Piura EGENOR 26,7 Diesel Nº 2 0,222 Grupos Diesel de Chiclayo EGENOR 25,2 Diesel Nº 2 0,225 Grupos Diesel de Sullana EGENOR 11,1 Diesel Nº 2 0,240 Grupos Diesel de Paita EGENOR 9,2 Diesel Nº 2 0,254 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 C.N.P. ENERGIA 23,0 Residual Nº 6 0,250 Grupo Diesel Pacasmayo Man C.N.P. ENERGIA 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,228 Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 104,4 Diesel Nº 2 0,301 Turbo Gas Santa Rosa BBC EDEGEL 36,4 Diesel Nº 2 0,501 Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 121,2 Diesel Nº 2 0,260 Turbo Gas Ventanilla 3 ETEVENSA 163,6 Diesel Nº 2 0,236 Turbo Gas Ventanilla 4 ETEVENSA 164,5 Diesel Nº 2 0,237 Turbo Vapor de Trupal TRUPAL 13,9 Residual Nº 6 0,455 Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 63,6 Residual Nº 500 0,305 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 AGUAYTIA 78,1 Gas Natural 11,308 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 AGUAYTIA 78,4 Gas Natural 11,226 G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,202 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9,2 Residual Nº 6 0,209 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 12,1 Diesel Nº 2 0,240 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 SAN GABAN 5,4 Diesel Nº 2 0,232 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 SAN GABAN 5,7 Diesel Nº 2 0,232 Tintaya GD Nº 1 al Nº 8 SAN GABAN 17,4 Diesel Nº 2 0,224 San Rafael GD Nº 1 y Nº 2 SAN GABAN 4,9 Diesel Nº 2 0,278 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,6 Mezcla2 R500,D2 0,217 Chilina Ciclo Combinado EGASA 20,4 Diesel Nº 2 0,254 Chilina TV Nº 2 EGASA 6,6 Residual Nº 500 0,544 Chilina TV Nº 3 EGASA 11,1 Residual Nº 500 0,406 Calana GD EGESUR 25,5 Residual Nº 6 0,210 Mollendo I GD EGASA 32,0 Residual Nº 500 0,223 Mollendo II TG EGASA 74,0 Diesel Nº 2 0,274 Moquegua GD EGESUR 0,9 Diesel Nº 2 0,233 Ilo 1 TV Nº 2 ENERSUR 22,9 Vapor 4,536 Ilo 1 TV Nº 3 ENERSUR 67,0 Vapor+Res Nº 500 0,298 Ilo 1 TV Nº 4 ENERSUR 59,5 Residual Nº 500 0,339 Ilo 1 TG Nº 1 ENERSUR 33,6 Diesel Nº 2 0,288 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 36,8 Diesel Nº 2 0,232 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,4 Diesel Nº 2 0,198 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,5 Carbón 0,365 Total 1 781,3 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%) 3.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Va- riables Combustible (CVC) y Costos Variables No Com- bustible (CVNC). El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº 2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh7. El Costo Variable No Combustible (CVNC) represen- ta el costo no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de ene rgía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y 7Un mil = 1 milésimo de US$.