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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G32/G35/G39/G39/G35/G32 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, sábado 17 de enero de 2004 ponde a la anualidad 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 factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución Nº 019-2000 P/CTE pu- blicada el 25 de octubre de 2000. 2.2. Premisas y Resultados A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos mar-ginales y los precios básicos de potencia y energía. Final- mente, se presenta la integración de precios básicos y pea- jes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1. Previsión de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC. No obstante, se han tenido en cuenta lassiguientes diferencias: Modificación de la demanda del sistema de distribu- ción de Electro Ucayali S.A. Reducción de pérdidas transversales como resulta- do de las labores de limpieza de conductores, efectua-das por Red de Energía del Perú durante el presente año. No se ha considerado la demanda de interconexión con el Ecuador. No se ha considerado la interconexión de la deman- da del subsistema San Martín (Tarapoto, Moyobamba y Bellavista) dada la incertidumbre que existe con relacióna la fecha de interconexión durante el período de análi- sis, debido a los continuos retrasos en la fecha informa- da para su incorporación al SEIN y a la falta de fuentesde financiamiento para dicho proyecto. Se ha considerado la distribución de la demanda al interior del sistema de transmisión secundario de Elec-troandes S.A., de acuerdo a lo determinado en el proce- so de fijación de tarifas y compensaciones para el Siste- ma Secundario de Transmisión de dicha empresa. Con relación al PBI, el crecimiento previsto, para el período de estudio se ha tomado igual al propuesto porel COES-SINAC. Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas portransporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión. La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO ha sido necesario desagregarla por barras. Cuadro Nº 2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2002 2 909 19 659 77,1% 2003 3 028 20 534 77,4% 4,1% 4,5% 2004 3 143 21 331 77,5% 3,8% 3,9%2005 3 255 22 091 77,5% 3,6% 3,6%2006 3 343 22 706 77,5% 2,7% 2,8% 2007 3 463 23 545 77,6% 3,6% 3,7%Período 2003 - 2007 2.2.2. 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, consideran-do las que se encuentran en construcción y aquellas con- templadas en el Plan Referencial de Electricidad, entre otras. Se ha prestado atención especial al mantenimiento del equi-librio entre la oferta y la demanda orientado al reconocimien- to de costos de eficiencia y a la estructuración de los mis- mos, 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 muestra en los Cuadros Nº 2.2 y 2.3, respectivamente.Como se 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 abaste- cimiento de la demanda de manera económica. Cuadro Nº 2.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2003 - 2007 FECHA DE INGRESOPROYECTO Oct. 2003 C.T. La Pampilla (10 MW) Feb. 2004 C.H. Poechos 1 (13 MW) Jul. 2005 C.H. Yuncán (130 MW) Set. 2004TGN Ciclo Simple 324,7 MW (Conversión Ventanilla TG3 y TG4 a GN) Jun. 2006 TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversión Ventanilla TG3) Notas : C.H. : Central Hidroeléctrica. C.T. : Central Termoeléctrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural. Cuadro Nº 2.3 FECHA DE INGRESOPROYECTO Dic. 2003 Cambio de conductor L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220 kV Set. 2004 Reactor de 30 MVAR S.E. Puno Jul. 2005 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Jul. 2005 Autotransformador 138/220 kV YuncánPROYECTOS DE TRANSMISIÓN Período 2003 - 2007 El Cuadro Nº 2.4 presenta la información de las prin- cipales características de las centrales hidroeléctricas queactualmente operan en el SEIN. Cuadro Nº 2.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES Central Propietario Potencia Ener gía Factor de Caudal Rendi- Efectiva Media Pl anta Turbinable miento MW GWh Medio m3/seg kWh/m3 Cahua EGECAHUA 43,1 318,7 84,4% 22,86 0,524 Cañon del Pato DEI EGENOR 260,7 1 581,0 69,2% 77,53 0,934 Carhuaquero DEI EGENOR 95, 0 651,2 78,3% 23,00 1,147 Mantaro ELECTR OPERU 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 Y anango 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 Y aupi 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 19,6 166,0 96,7% 10,00 0,544 Misapuquio CIA. MIN. ARCATA 3,8 20,7 62,3% 2,00 0,528 San Antonio CIA. MIN. ARCATA 0,6 3,5 69,3% 2,72 0,059 San Ignacio CIA. MIN. ARCATA 0,6 3,8 72,1% 2,61 0,064 Huayllacho CIA. MIN. ARCATA 0,2 1,1 59,9% 0,15 0,370 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 1,0 5,2 62,6% 1,50 0,177 Machupicchu EGEMSA 85,8 739,0 98,3% 30,00 0,794 San Gabán SAN GABAN 113,1 783,0 79,0% 19,00 1,654 Total 2 626,0 18 105,3 78,7% 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.