TEXTO PAGINA: 71
PÆg. 235385 NORMAS LEGALES Lima, jueves 19 de diciembre de 2002 demanda anual. El Precio Básico corresponde a la anuali- dad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual; se considera asimismo los factorespor la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aproba- dos mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE publicadael 25 de octubre de 2000. 3.2. Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racio-namiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se pre- senta la integración de precios básicos y peajes de transmi-sión para constituir las Tarifas en Barra. 3.2.1. Previsión de DemandaEl modelo empleado para efectuar el pronóstico de ven- tas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, en el cual se ha tenido en cuenta: • Las pérdidas en distribución reconocidas y espera- das, así como las pérdidas en subtransmisión, para los próximos cuatro años; • La demanda de las cargas especiales de Shougang y Southern Perú correspondientes al año 2002, sobre la base de la información proporcionada por estas empresas y dis- ponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjunta deRegulación Tarifaria del OSINERG de enero a agosto de 2002 así como de las proyecciones para los meses restan- tes suministradas por estas empresas; • La demanda de algunas cargas especiales, cargas incorporadas y proyectos considerando la documentación presentada por los responsables de cada proyecto. El crecimiento del PBI previsto para el período de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES-SINAC. Se corrigió el valor de ventas pronosticado por el mo- delo econométrico reemplazándolo por un valor proyecta- do estimado sobre la base de las ventas históricas repor-tadas por las empresas eléctricas en el período enero-agos- to 2002. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pér- didas con la finalidad de compensar las pérdidas por trans- porte no consideradas en el modelado de la red de transmi- sión. La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro Nº 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO debeser desagregada por barras. Cuadro Nº 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Período 2002 - 2006 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2001 2 793 18 463 75,5% 2002 2 876 19 428 77,1% 3,0% 5,2% 2003 2 953 20 249 78,3% 2,7% 4,2% 2004 3 056 20 985 78,4% 3,5% 3,6% 2005 3 189 21 869 78,3% 4,4% 4,2% 2006 3 314 22 803 78,6% 3,9% 4,3% 3.2.2. Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión esperado paraingresar al servicio dentro del período de análisis de 48 meses señalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellas factibles de entrar en operación, conside- rando las que se encuentran en construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entreotras. Se ha prestado atención especial al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado al re- conocimiento de costos de eficiencia y a la estructuraciónde los mismos de manera que promuevan la eficiencia del sector. El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN empleado para la presente fijación tarifaria se mues- tra en los Cuadros Nºs. 3.2 y 3.3, respectivamente. Comose ha señalado, la configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años para el abastecimiento de la demanda de manera económica. Cuadro Nº 3.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2002 - 2006 FECHA DE PROYECTO INGRESO Feb. 2003 C.T. Pucallpa (24 MW) Jul. 2004 C.H. Poechos 1 (13 MW) Jul. 2004 TGN 2 x 150 MW (Gas de Camisea) Ene. 2005 C.H. Yuncán (130 MW) Ene. 2005 CC.HH. Gera 1 y 2 (5,6 MW) Ene. 2005 C.T. Tarapoto (12 MW) Jul. 2005 C.H. Poechos 2 (3 MW) Notas : C.H. : Central Hidroeléctrica. C.T. : Central Termoeléctrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural. Cuadro Nº 3.3 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Período 2002 - 2006 FECHA DE PROYECTO INGRESO Oct. 2002 L.T. Oroya - Carhuamayo - Paragsha - Vizcarra 220 kV Oct. 2002 Ampliación S.E. Oroya Nueva 220 kV Oct. 2002 Ampliación S.E. Carhuamayo 220 kV Oct. 2002 Ampliación S.E. Paragsha 220 kV Oct. 2002 Ampliación S.E. Vizcarra 220 kV Ene. 2005 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Ene. 2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán Ene. 2005 L.T. Tocache - Bellavista 138 kV El Cuadro Nº 3.4 presenta la información de las princi- pales características de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el SEIN. Cuadro Nº 3.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Energía Factor Caudal Rendi- Efectiva Media de Planta Turbinable miento MW GWh Medio m3/seg kWh/m3 Cahua EGECAHUA 43,1 318,7 84,4% 22,86 0,524 Cañón del Pato EGENOR 260,7 1 581,0 69,2% 77,53 0,934 Carhuaquero EGENOR 95,0 651,2 78,3% 23,00 1,147 Mantaro ELECTROPERU 631,8 5 296,0 95,7% 100,00 1,755 Restitución ELECTROPERU 209,7 1 646,8 89,6% 100,00 0,583 Callahuanca EDEGEL 75,1 606,7 92,2% 20,50 1,018 Huampaní EDEGEL 30,2 252,8 95,6% 18,50 0,453 Huinco EDEGEL 247,3 1 079,0 49,8% 25,00 2,748 Matucana EDEGEL 128,6 845,1 75,0% 14,80 2,414 Moyopampa EDEGEL 64,7 552,8 97,5% 17,50 1,027 Yanango EDEGEL 42,6 269,0 72,1% 20,00 0,592 Chimay EDEGEL 150,9 936,4 70,8% 82,00 0,511 Malpaso ELECTROANDES 48,0 255,5 60,8% 71,00 0,188 Oroya ELECTROANDES 8,7 67,1 88,0% 5,92 0,408 Pachachaca ELECTROANDES 12,3 52,4 48,6% 8,35 0,409 Yaupi ELECTROANDES 104,9 860,2 93,6% 24,76 1,177 Gallito Ciego ENERGIA PACASMAYO 38,1 172,5 51,7% 44,80 0,236 Pariac EGECAHUA 4,5 37,5 95,1% 2,20 0,568 Huanchor SOC. MIN. CORONA 18,2 154,6 97,0% 10,00 0,506 Charcani I EGASA 1,6 13,898,4% 7,60 0,059 Charcani II EGASA 0,6 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 3,9 31,792,6% 10,00 0,109 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 54,870,0% 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 Hercca EGEMSA 0,7 3,9 61,8% 1,50 0,133 Machupicchu EGEMSA 90,5 777,1 98,0% 30,00 0,838 San Gabán SAN GABAN 112,9 781,1 79,0% 19,00 1,651 Total 2 623,7 18 099,6 78,8% Notas : (*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES-SINAC. La Energía de las Centrales Hidráulicas determinadas según el Plan Referencialy ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo PERSEO.