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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G39/G39/G33/G34/G34 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 29 de agosto de 2005 Para establecer el programa de obras se tuvo en cuenta aquellas obras factibles de entrar en operación en el período señalado. Se prestó especial atención a preservar el equilibrio entre la oferta y la demanda,orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de los mismos, de manera que promuevan la eficiencia del sector. El programa de obras de transmisión y generación en el SEIN que se empleó en la fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nº 2.2 y 2.3, respectivamente. Cabeseñalar que se incluyó, en la relación de los proyectos de transmisión, la factibilidad del ingreso en abril de 2007 de la segunda terna de la línea de transmisión Zapallal -Chimbote, de acuerdo con el resultado del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP. Cuadro Nº 2.2 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Período 2004 - 2007 FECHA DE PROYECTO INGRESO Abr. 2005 L.T. Zorritos-Zarumilla 230kV (Interconexión con Ecuador) Jul. 2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán Oct. 2005 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Nov. 2005 L.T. Huallanca - Sihuas - Tayabamba - Llacuabamba 138kV Abr. 2007 L.T. Zapallal - Chimbote 220kV (2da terna) Cuadro Nº 2.3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2004 - 2007 FECHA DE PROYECTO INGRESO Ene. 2005 Regulación de la Laguna Rajucolta ( 10 MMC ) Jun. 2005 Rehabilitación del grupo 1 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Jul. 2005 TGN Ciclo Simple 121,3 MW (Conversión Westinghouse a GN) Jul. 2005 C.H. Yuncán (130 MW) Jul. 2005 C.H. Yauli y C.H. Sacsamarca (1 MW) Set. 2005 Rehabilitación del grupo 2 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Dic. 2005 Rehabilitación del grupo 3 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Ene. 2006 Presa Pillones (71 MMC) Jun. 2006 TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversión Ventanilla TG4) Nov. 2006 TGN Ciclo Simple 330 MW (Egechilca) Abr. 2007 TGN Ciclo Combinado 520 MW (Reconversión Egechilca) Notas : C.H. : Central Hidroeléctrica.C.T. : Central Termoeléctrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural. El Cuadro Nº 2.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que a la fecha de la fijación operaban en el SEIN. Cabedestacar que en la fijación tarifaria se tomó conocimiento 14 del retiro de operación comercial de las unidades degeneración Nº 1 y 2 de la C.H. Hercca desde el 13 deoctubre de 2004 y 21 de enero de 2005, respectivamente. Asimismo, se consideró 663,18 MW como potencia para la central Santiago Antúnez de Mayolo, con base en elanálisis efectuado en el Anexo F del Informe Técnico OSINERG-GART/DGT Nº 020A-2005. Cuadro Nº 2.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES(*) Potencia Energía Factor de Caudal Rendimiento Central Propietario Efectiva Media Planta Turbinable kWh/m3 MW GWh Medio m3/seg Cahua EGECAHUA 43,1 318,7 84,4% 22,86 0,524 Cañon del Pato DEI EGENOR 263,5 1 598,0 69,2% 77,00 0,951 Carhuaquero DEI EGENOR 95,0 651,2 78,3% 23,00 1,147 Mantaro ELECTR OPERU 663,2 5 559,0 95,7% 100,00 1,842 Restitución ELECTR OPERU 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 2,748Matucana 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 9,0 69,4 88,0% 5,92 0,423 Pachachaca ELECTROANDES 9,3 52,4 64,0% 6,26 0,414 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 EDEGEL(+) 19,6 166,0 96,7% 10,00 0,544 Misapuquio EGECAHUA(+) 3,9 20,7 60,7% 2,00 0,542 San Antonio EGECAHUA(+) 0,6 3,5 64,5% 2,92 0,059 San Ignacio EGECAHUA(+) 0,4 3,8 108,2% 2,50 0,044 Huayllacho EGECAHUA(+) 0,2 1,1 59,9% 0,15 0,370 Curumuy SINERSA(**) 12,5 64,2 58,6% 36,00 0,096 Poechos SINERSA 15,4 82,0 60,8% 45,00 0,095 Charcani I EGASA 1,7 13,8 91,1% 7,60 0,063 Charcani II EGASA 0,6 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 4,6 31,7 79,0% 10,00 0,127 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 0,5 2,6 62,6% 1,50 0,088 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 2 685,7 18 531,2 78,8% Notas : (+) Las centrales indicadas son representadas en el COES-SINAC por las empresas señaladas, no siendo sin embargo dichas centrales de su propiedad. (*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES-SINAC. La Energía de las Centrales Hidráulicas determinadas según el Plan Referencialy ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo PERSEO. (**)Esta empresa no forma parte del COES-SINAC A continuación, en el Cuadro Nº 2.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas del SEIN. Cabe destacar queen la fijación tarifaria se ha tomó conocimiento 15 del retiro de operación comercial de las unidades de generación de la C.T. Moquegua y de la C.T. Trupal desde el 1 desetiembre y 1 de noviembre de 2004, respectivamente. Asimismo, se tomó conocimiento de una corrección en la potencia efectiva de la unidad Sulzer 3 de la C.T.Pacasmayo 16.Potencia Energía Factor de Caudal Rendimiento Central Propietario Efectiva Media Planta Turbinable kWh/m3 MW GWh Medio m3/seg 14Cartas G-774-2004 de fecha 11.10.04 y COES-SINAC/D-1030-2004 de fecha 12.10.04 (folios 240 y 241 del ESTUDIO); y cartas G-018-2005 de fecha 19.01.05y COES-SINAC/D-070-2005 de fecha 19.01.05 (folios 234 y 235 de la ABSO-LUCIÓN). 15Cartas G-1409-2004 de fecha 27.08.04, COES-SINAC/D-867-2004 de fecha 31.08.04, GS-769-2004 de fecha 28.10.04 y COES-SINAC/D-1115-2004 de fe-cha 29.10.04 (folios 238 al 243 del ESTUDIO). 16Carta COES-SINAC/D-296-2005 de fecha 28.03.05.