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PÆg. 248151 NORMAS LEGALES Lima, lunes 14 de julio de 2003 3.2. Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo deracionamiento utilizados para el cálculo de los costosmarginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios bási- cos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas enBarra. 3.2.1. Previsión de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por elCOES-SINAC, en el cual se ha tenido en cuenta: • Las pérdidas en distribución reconocidas y espera- das, así como las pérdidas en subtransmisión y transmi-sión, para los próximos cuatro años; • No se ha considerado la demanda de interconexión con el Ecuador; • La interconexión de la demanda de San Martín (Ta- rapoto, Moyobamba y Bellavista) de acuerdo con la fechapropuesta por el COES-SINAC. • La demanda de algunas cargas incorporadas y pro- yectos considerando la documentación presentada porlas empresas responsables. • El retiro de la proyección de la demanda de los pro- yectos Quellaveco y Tambogrande dada la incertidumbreque existe con relación al inicio de sus operaciones du-rante el período de análisis. El crecimiento del PBI previsto para el período de estu- dio se ha tomado igual al propuesto por el COES-SINAC. 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 detransmisión. 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 PERSEOdebe ser desagregada por barras. Cuadro Nº 3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Período 2003 - 2007 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2002 2 909 19 660 77,1% 2003 3 011 20 561 78,0% 3,5% 4,6% 2004 3 109 21 321 78,3% 3,3% 3,7% 2005 3 199 21 919 78,2% 2,9% 2,8% 2006 3 314 22 638 78,0% 3,6% 3,3% 2007 3 420 23 360 78,0% 3,2% 3,2% 3.2.2. Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión esperado para ingresar al servicio dentro del período de análisis de 48meses señalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellas factibles de entrar en operación, consi-derando las que se encuentran en construcción y aque-llas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad,entre otras. Se ha prestado atención especial al manteni- miento del equilibrio entre la oferta y la demanda orienta- do al reconocimiento de costos de eficiencia y a la es-tructuración de los mismos de manera que promuevan laeficiencia del sector. El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN empleado para la presente fijación tarifariase muestra en los Cuadros Nº 3.2 y 3.3, respectiva-mente. Como se ha señalado, la configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro añospara el abastecimiento de la demanda de manera eco-nómica.Cuadro Nº 3.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2003 - 2007 FECHA DE PROYECTO INGRESO Feb. 2004 C.H. Poechos 1 (15 MW) Ago. 2004 TGN Ciclo Simple 300 MW (Gas de Camisea) Abr. 2005 C.H. Yuncán (130 MW) Ene. 2006 C.T. Tarapoto (12 MW) Ene. 2006 CC.HH. Gera 1 y 2 (5,6 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 2003 - 2007 FECHA DE PROYECTO INGRESO Dic. 2003 Cambio de conductor L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220 kV Set. 2004 Reactor de 30 MVAR S.E. Puno Abr. 2005 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Abr. 2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán Ene. 2006 L.T. Tocache - Bellavista 138 kV El Cuadro Nº 3.4 presenta la información de las prin- cipales 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 Turbinable miento MW GWh Planta m3/seg kWh/m3 Medio 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 13,8 98,4% 7,60 0,059 Charcani II EGASA 0,6 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 3,9 31,7 92,6% 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 54,8 70,0% 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 Referencial y ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo PERSEO. A continuación, en el Cuadro Nº 3.5 se presenta la capa- cidad, combustible utilizado y rendimiento de las centra-les termoeléctricas existentes del SEIN.