Norma Legal Oficial del día 14 de julio del año 2003 (14/07/2003)

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TEXTO DE LA PÁGINA 17

MORDAZA, lunes 14 de MORDAZA de 2003 3.2. Premisas y Resultados

NORMAS LEGALES
Cuadro Nº 3.2

Pag. 248151
PROYECTOS DE GENERACION Periodo 2003 - 2007

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 COES-SINAC, en el cual se ha tenido en cuenta: · Las perdidas en distribucion reconocidas y esperadas, asi como las perdidas en subtransmision y transmision, para los proximos cuatro anos; · No se ha considerado la demanda de interconexion con el Ecuador; · La interconexion de la demanda de San MORDAZA (Tarapoto, Moyobamba y Bellavista) de acuerdo con la fecha propuesta por el COES-SINAC. · La demanda de algunas cargas incorporadas y proyectos considerando la documentacion presentada por las empresas responsables. · El retiro de la proyeccion de la demanda de los proyectos Quellaveco y Tambogrande dada la incertidumbre que existe con relacion al inicio de sus operaciones durante el periodo de analisis. El crecimiento del PBI previsto para el periodo de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES-SINAC. 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 2003 - 2007 Ano 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Max. Demanda MW 2 909 3 011 3 109 3 199 3 314 3 420 Consumo Anual GWh 19 660 20 561 21 321 21 919 22 638 23 360 F.C. % 77,1% 78,0% 78,3% 78,2% 78,0% 78,0% Tasa de Crecimiento Potencia Energia 3,5% 3,3% 2,9% 3,6% 3,2% 4,6% 3,7% 2,8% 3,3% 3,2%

FECHA DE INGRESO Feb. 2004 Ago. 2004 Abr. 2005 Ene. 2006 Ene. 2006

PROYECTO C.H. Poechos 1 (15 MW) TGN Ciclo Simple 300 MW (Gas de Camisea) C.H. Yuncan (130 MW) C.T. Tarapoto (12 MW) CC.HH. Gera 1 y 2 (5,6 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 2003 - 2007
FECHA DE INGRESO Dic. 2003 Set. 2004 Abr. 2005 Abr. 2005 Ene. 2006 PROYECTO Cambio de conductor L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220 kV Reactor de 30 MVAR S.E. MORDAZA 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 Efectiva MW Energia Media GWh Factor de Planta Medio Caudal Turbinable m3/seg Rendimiento kWh/m3

Cahua Canon del Pato Carhuaquero Mantaro Restitucion Callahuanca Huampani Huinco Matucana Moyopampa Yanango Chimay MORDAZA Oroya Pachachaca Yaupi Gallito Ciego Pariac Huanchor Charcani I Charcani II Charcani III Charcani IV Charcani V Charcani VI Aricota I Aricota II Hercca Machupicchu San Gaban Total Notas :

EGECAHUA EGENOR EGENOR ELECTROPERU ELECTROPERU EDEGEL EDEGEL EDEGEL EDEGEL EDEGEL EDEGEL EDEGEL ELECTROANDES ELECTROANDES ELECTROANDES ELECTROANDES ENERGIA PACASMAYO EGECAHUA SOC. MIN. MORDAZA EGASA EGASA EGASA EGASA EGASA EGASA EGESUR EGESUR EGEMSA EGEMSA SAN GABAN

43,1 260,7 95,0 631,8 209,7 75,1 30,2 247,3 128,6 64,7 42,6 150,9 48,0 8,7 12,3 104,9 38,1 4,5 18,2 1,6 0,6 3,9 15,3 139,9 8,9 22,5 12,4 0,7 90,5 112,9 2 623,7

318,7 1 581,0 651,2 5 296,0 1 646,8 606,7 252,8 1 079,0 845,1 552,8 269,0 936,4 255,5 67,1 52,4 860,2 172,5 37,5 154,6 13,8 5,2 31,7 89,6 576,4 54,8 84,3 46,4 3,9 777,1 781,1 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

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 Nº 3.2 y 3.3, respectivamente. Como 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.

(*)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.

A continuacion, en el Cuadro Nº 3.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoelectricas existentes del SEIN.