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PÆg. 274340 NORMAS LEGALES Lima, jueves 12 de agosto de 2004 3.2. EDECAÑETE 3.2.1. Estimación de la Demanda Cuadro Nº 3.2-1 PRONOSTICO DE LA DEMANDA EDECAÑETE (MWh) Año Total (MWh) 2004 64 618 2005 67 038 2006 69 549 2007 72 154 2008 74 855 2009 77 657 2010 80 563 2011 83 577 2012 86 703 2013 89 945 2014 93 308 2015 96 796 2016 100 414 2017 104 461 2018 108 672 3.2.2. Determinación del Costo de Inversión Cuadro Nº 3.2-2 EDECAÑETE COSTOS DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Total 2004 269 3 114 3 383 2005 269 3 114 3 383 2006 269 3 114 3 383 2007 269 3 114 3 383 2008 269 3 114 3 383 2009 269 3 114 3 383 2010 269 3 114 3 383 2011 269 3 114 3 383 2012 269 3 114 3 383 2013 269 3 114 3 383 2014 269 3 114 3 383 2015 269 3 114 3 383 2016 269 3 114 3 383 2017 269 3 114 3 383 2018 269 3 114 3 383 3.2.3. Determinación del Costo de Operación y Mantenimiento Cuadro Nº 3.2-3 EDECAÑETE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión Seguridad Total Seguros 2004 34,4 21,7 38,5 94,6 2005 34,4 21,7 38,5 94,6 2006 34,4 21,7 38,5 94,6 2007 34,4 21,7 38,5 94,6 2008 34,4 21,7 38,5 94,6 2009 34,4 21,7 38,5 94,6 2010 34,4 21,7 38,5 94,6 2011 34,4 21,7 38,5 94,6 2012 34,4 21,7 38,5 94,6 2013 34,4 21,7 38,5 94,6 2014 34,4 21,7 38,5 94,6 2015 34,4 21,7 38,5 94,6 2016 34,4 21,7 38,5 94,6 2017 34,4 21,7 38,5 94,6 2018 34,4 21,7 38,5 94,63.2.4. Cálculo de Tarifas y Compensaciones 3.2.4.1. Factores de Pérdidas En base a los resultados de pérdidas de los estudios de flujos de carga, se han calculado los factores de pér- didas marginales siguientes: Cuadro Nº 3.2-4 EDECAÑETE FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS Tensión FPMP FPME AT 1,0218 1,0159 MT 1,0271 1,0198 Con los factores de pérdidas marginales se han de- terminado los correspondientes ingresos tarifarios, los mismos que ascienden a, 1,4% para la transformaciónMAT/AT, 26,9% para la transmisión en AT y 4,3% para la transformación AT/MT. 3.2.4.2. Peajes Secundarios Cuadro Nº 3.2-5 EDECAÑETE PEAJES UNITARIOS ACUMULADOS (Ctms S/. / kW.h) Tensión Ctms S/. / kW.h Acumulados a AT 1,6031 Acumulados a MT 2,0652 3.2.4.3. Fórmula de Actualización Cuadro Nº 3.2-6 EDECAÑETE ÍNDICES PARA FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN Índice Valor a 0,4671 b 0,5329 3.3. EGASA 3.3.1. Estimación de la Demanda Cuadro Nº 3.3-1 PRONOSTICO DE LA DEMANDA SISTEMA AREQUIPA (GWh) Año Arequipa Yura Total Regulados Libres Pérdidas Total Total AT BT MT MT AT Dist. MT MT-AT 2004 263,928 113,547 17,071 31,778 65,100 459,646 491,423 64,230 555,653 2005 270,677 120,844 17,156 31,936 61,302 469,979 501,915 65,950 567,865 2006 277,822 129,963 17,242 32,096 59,504 484,531 516,627 67,140 583,767 2007 284,967 139,458 17,328 32,257 57,428 499,182 531,438 72,493 603,931 2008 292,113 149,346 17,415 32,418 55,065 513,939 546,357 72,060 618,417 2009 299,258 159,643 17,502 32,580 52,404 528,807 561,387 72,420 633,807 2010 306,403 170,365 17,589 32,743 54,379 548,737 581,480 72,782 654,262 2011 312,765 180,432 17,677 32,907 56,196 567,070 599,977 73,146 673,123 2012 319,124 190,874 17,766 33,071 58,054 585,817 618,888 73,512 692,400 2013 325,480 201,705 17,855 33,236 59,954 604,994 638,230 73,880 712,110 2014 331,833 212,940 17,944 33,403 61,899 624,616 658,018 74,249 732,267 2015 338,184 224,593 18,034 33,570 63,889 644,699 678,269 74,620 752,889 2016 344,531 236,681 18,124 33,737 65,927 665,262 699,000 74,993 773,993 2017 350,876 249,218 18,214 33,906 68,014 686,322 720,228 75,368 795,597 2018 357,218 262,222 18,305 34,076 70,152 707,898 741,973 75,745 817,718