Norma Legal Oficial del día 17 de enero del año 2004 (17/01/2004)

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TEXTO DE LA PÁGINA 54

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NORMAS LEGALES

MORDAZA, sabado 17 de enero de 2004

ponde 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. 2.2. 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. 2.2.1. Prevision de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronostico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC. No obstante, se han tenido en cuenta las siguientes diferencias: · Modificacion de la demanda del sistema de distribucion de Electro Ucayali S.A. · Reduccion de perdidas transversales como resultado de las labores de limpieza de conductores, efectuadas por Red de Energia del Peru durante el presente ano. · No se ha considerado la demanda de interconexion con el Ecuador. · No se ha considerado la interconexion de la demanda del subsistema San MORDAZA (Tarapoto, Moyobamba y Bellavista) dada la incertidumbre que existe con relacion a la fecha de interconexion durante el periodo de analisis, debido a los continuos retrasos en la fecha informada para su incorporacion al MORDAZA y a la falta de MORDAZA de financiamiento para dicho proyecto. · Se ha considerado la distribucion de la demanda al interior del sistema de transmision MORDAZA de Electroandes S.A., de acuerdo a lo determinado en el MORDAZA de fijacion de tarifas y compensaciones para el Sistema MORDAZA de Transmision de dicha empresa. Con relacion al PBI, el crecimiento 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 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de produccion. Para su utilizacion en el modelo MORDAZA ha sido necesario desagregarla por barras. Cuadro Nº 2.1
PROYECCION DE LA DEMANDA
Periodo 2003 - 2007 Ano 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Max. Demanda MW 2 909 3 028 3 143 3 255 3 343 3 463 Consumo Anual GWh 19 659 20 534 21 331 22 091 22 706 23 545 F.C. % 77,1% 77,4% 77,5% 77,5% 77,5% 77,6% Tasa de Crecimiento Potencia Energia 4,1% 3,8% 3,6% 2,7% 3,6% 4,5% 3,9% 3,6% 2,8% 3,7%

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. Cuadro Nº 2.2
PROYECTOS DE GENERACION
Periodo 2003 - 2007

FECHA DE INGRESO Oct. 2003 Feb. 2004 Jul. 2005 Set. 2004 Jun. 2006 Notas : C.H. : Central Hidroelectrica. C.T. : Central Termoelectrica. C.T. La Pampilla (10 MW) C.H. Poechos 1 (13 MW) C.H. Yuncan (130 MW)

PROYECTO

TGN Ciclo Simple 324,7 MW (Conversion Ventanilla TG3 y TG4 a GN) TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversion Ventanilla TG3)

TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural.

Cuadro Nº 2.3
PROYECTOS DE TRANSMISION
Periodo 2003 - 2007

FECHA DE INGRESO Dic. 2003 Set. 2004 Jul. 2005 Jul. 2005

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

El Cuadro Nº 2.4 presenta la informacion de las principales caracteristicas de las centrales hidroelectricas que actualmente operan en el SEIN. Cuadro Nº 2.4
CENTRALES HIDROELECTRICAS EXISTENTES
Central Propietario Potencia Efectiva MW Energia Media GWh Factor de Caudal RendiPlanta Turbinable miento Medio m3/seg kWh/m3

2.2.2. 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 2.2 y 2.3, respectivamente.

Cahua EGECAHUA Canon del Pato DEI EGENOR Carhuaquero DEI 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 Misapuquio CIA. MIN. ARCATA San MORDAZA CIA. MIN. ARCATA San MORDAZA CIA. MIN. ARCATA Huayllacho CIA. MIN. ARCATA 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

43,1 260,7 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 19,6 3,8 0,6 0,6 0,2 1,6 0,6 3,9 15,3 139,9 8,9 22,5 12,4 1,0 85,8 113,1 2 626,0

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 37,5 166,0 20,7 3,5 3,8 1,1 13,8 5,2 31,7 89,6 576,4 54,8 84,3 46,4 5,2 739,0 783,0 18 105,3

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% 96,7% 62,3% 69,3% 72,1% 59,9% 98,4% 99,7% 92,6% 66,9% 47,0% 70,0% 42,8% 42,7% 62,6% 98,3% 79,0% 78,7%

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 2,00 2,72 2,61 0,15 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 0,544 0,528 0,059 0,064 0,370 0,059 0,028 0,109 0,283 1,561 0,166 1,359 0,749 0,177 0,794 1,654

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.