Norma Legal Oficial del día 19 de diciembre del año 2002 (19/12/2002)

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TEXTO DE LA PÁGINA 71

MORDAZA, jueves 19 de diciembre de 2002

NORMAS LEGALES

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demanda anual. El Precio Basico corresponde a la anualidad de la inversion en la unidad de punta (incluidos los costos de conexion) mas sus costos fijos de operacion y mantenimiento anual; se considera asimismo los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolucion Nº 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000. 3.2. Premisas y Resultados A continuacion se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operacion y el costo de racionamiento utilizados para el calculo de los costos marginales y los precios basicos de potencia y energia. Finalmente, se presenta la integracion de precios basicos y peajes de transmision para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1. Prevision de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronostico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COESSINAC, en el cual se ha tenido en cuenta: · Las perdidas en distribucion reconocidas y esperadas, asi como las perdidas en subtransmision, para los proximos cuatro anos; · La demanda de las cargas especiales de Shougang y Southern Peru correspondientes al ano 2002, sobre la base de la informacion proporcionada por estas empresas y disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta de Regulacion Tarifaria del OSINERG de enero a agosto de 2002 asi como de las proyecciones para los meses restantes suministradas por estas empresas; · La demanda de algunas cargas especiales, cargas incorporadas y proyectos considerando la documentacion presentada por los responsables de cada proyecto. El crecimiento del PBI previsto para el periodo de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES-SINAC. Se corrigio el valor de ventas pronosticado por el modelo econometrico reemplazandolo por un valor proyectado estimado sobre la base de las ventas historicas reportadas por las empresas electricas en el periodo enero-agosto 2002. Al consumo de energia se le agrego un porcentaje de perdidas con la finalidad de compensar las perdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmision. La demanda considerada para el MORDAZA se resume en el Cuadro Nº 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de produccion. Para su utilizacion en el modelo MORDAZA debe ser desagregada por barras. Cuadro Nº 3.1
PROYECCION DE LA DEMANDA Periodo 2002 - 2006
Ano 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Max. Demanda Consumo Anual MW GWh 2 793 18 463 2 876 19 428 2 953 20 249 3 056 20 985 3 189 21 869 3 314 22 803 F.C. % 75,5% 77,1% 78,3% 78,4% 78,3% 78,6% Tasa de Crecimiento Potencia Energia 3,0% 2,7% 3,5% 4,4% 3,9% 5,2% 4,2% 3,6% 4,2% 4,3%

se ha senalado, la configuracion de este programa resulta de considerar el plan mas probable de entrar en servicio durante los proximos cuatro anos para el abastecimiento de la demanda de manera economica. Cuadro Nº 3.2
PROYECTOS DE GENERACION Periodo 2002 - 2006
FECHA DE INGRESO Feb. 2003 Jul. 2004 Jul. 2004 Ene. 2005 Ene. 2005 Ene. 2005 Jul. 2005 PROYECTO C.T. Pucallpa (24 MW) C.H. Poechos 1 (13 MW) TGN 2 x 150 MW (Gas de Camisea) C.H. Yuncan (130 MW) CC.HH. Gera 1 y 2 (5,6 MW) C.T. Tarapoto (12 MW) C.H. Poechos 2 (3 MW)

Notas : C.H. : Central Hidroelectrica. C.T. : Central Termoelectrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural.

Cuadro Nº 3.3
PROYECTOS DE TRANSMISION Periodo 2002 - 2006
FECHA DE INGRESO Oct. 2002 Oct. 2002 Oct. 2002 Oct. 2002 Oct. 2002 Ene. 2005 Ene. 2005 Ene. 2005 PROYECTO L.T. Oroya - Carhuamayo - Paragsha - MORDAZA 220 kV Ampliacion S.E. Oroya Nueva 220 kV Ampliacion S.E. Carhuamayo 220 kV Ampliacion S.E. Paragsha 220 kV Ampliacion S.E. MORDAZA 220 kV L.T. Yuncan - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Autotransformador 138/220 kV Yuncan L.T. Tocache - Bellavista 138 kV

El Cuadro Nº 3.4 presenta la informacion de las principales caracteristicas de las centrales hidroelectricas que actualmente operan en el SEIN. Cuadro Nº 3.4
CENTRALES HIDROELECTRICAS EXISTENTES
Central Propietario Potencia Energia Factor Caudal RendiEfectiva Media de Planta Turbinable miento MW GWh Medio m3/seg kWh/m3

3.2.2. Programa de Obras El programa de obras esta dado por la secuencia de equipamiento de generacion y transmision esperado para ingresar al servicio dentro del periodo de analisis de 48 meses senalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellas factibles de entrar en operacion, considerando las que se encuentran en construccion y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entre otras. Se ha prestado atencion especial al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuracion de los mismos de manera que promuevan la eficiencia del sector. El programa de obras de generacion y transmision en el MORDAZA empleado para la presente fijacion tarifaria se muestra en los MORDAZA Nºs. 3.2 y 3.3, respectivamente. Como

Cahua EGECAHUA Canon del Pato EGENOR Carhuaquero EGENOR Mantaro ELECTROPERU Restitucion ELECTROPERU Callahuanca EDEGEL Huampani EDEGEL Huinco EDEGEL Matucana EDEGEL Moyopampa EDEGEL Yanango EDEGEL Chimay EDEGEL MORDAZA ELECTROANDES Oroya ELECTROANDES Pachachaca ELECTROANDES Yaupi ELECTROANDES Gallito Ciego ENERGIA PACASMAYO Pariac EGECAHUA Huanchor SOC. MIN. MORDAZA Charcani I EGASA Charcani II EGASA Charcani III EGASA Charcani IV EGASA Charcani V EGASA Charcani VI EGASA Aricota I EGESUR Aricota II EGESUR Hercca EGEMSA Machupicchu EGEMSA San Gaban SAN GABAN Total

43,1 318,7 260,7 1 581,0 95,0 651,2 631,8 5 296,0 209,7 1 646,8 75,1 606,7 30,2 252,8 247,3 1 079,0 128,6 845,1 64,7 552,8 42,6 269,0 150,9 936,4 48,0 255,5 8,7 67,1 12,3 52,4 104,9 860,2 38,1 172,5 4,5 37,5 18,2 154,6 1,6 13,8 0,6 5,2 3,9 31,7 15,3 89,6 139,9 576,4 8,9 54,8 22,5 84,3 12,4 46,4 0,7 3,9 90,5 777,1 112,9 781,1 2 623,7 18 099,6

84,4% 69,2% 78,3% 95,7% 89,6% 92,2% 95,6% 49,8% 75,0% 97,5% 72,1% 70,8% 60,8% 88,0% 48,6% 93,6% 51,7% 95,1% 97,0% 98,4% 99,7% 92,6% 66,9% 47,0% 70,0% 42,8% 42,7% 61,8% 98,0% 79,0% 78,8%

22,86 77,53 23,00 100,00 100,00 20,50 18,50 25,00 14,80 17,50 20,00 82,00 71,00 5,92 8,35 24,76 44,80 2,20 10,00 7,60 6,00 10,00 15,00 24,90 15,00 4,60 4,60 1,50 30,00 19,00

0,524 0,934 1,147 1,755 0,583 1,018 0,453 2,748 2,414 1,027 0,592 0,511 0,188 0,408 0,409 1,177 0,236 0,568 0,506 0,059 0,028 0,109 0,283 1,561 0,166 1,359 0,749 0,133 0,838 1,651

Notas : (*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES-SINAC. La Energia de las Centrales Hidraulicas determinadas segun el Plan Referencial y ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo PERSEO.