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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G35/G30/G30 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 En la regulación, se procedió a actualizar todos los cos- tos de la unidad de punta, considerando la información en- tregada por el COES-SINAC en el ESTUDIO y en la AB- SOLUCIÓN; así como los resultados de estudios de con-sultores especializados. 2.2. Premisas y ResultadosA continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo deracionamiento que se utilizaron para el cálculo de los cos- tos marginales y los precios básicos de potencia y ener- gía. Finalmente, se presenta la integración de precios bá-sicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1. Previsión de Demanda El modelo que se empleó para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el propuesto por el COES-SI- NAC y, en esencia, es un modelo ajustado del que se utili- zó en la fijación de tarifas de mayo de 2004. Asimismo, setuvo en cuenta las siguientes diferencias respecto de los valores propuestos por el COES-SINAC: La proyección de la demanda, para el año 2004, se efectuó mediante un procedimiento de estimación basado en el consumo de días típicos, de manera de reflejar elconsumo real. Se modificó la proyección de demanda de BHP-Tinta- ya para el periodo 2004-2008. No se consideró la proyección por separado de la de- manda de Marsa y Horizonte en atención a lo dispuesto en el Artículo 123º del Reglamento 13, que fuera modificado por el Decreto Supremo Nº 010-2004-EM. En atención a la Única Disposición Transitoria del De- creto Supremo Nº 010-2004-EM, se consideró la demandade interconexión con el Ecuador de acuerdo con el proce- dimiento descrito en el Anexo B del informe OSINERG- GART/DGT Nº 066A-2004. 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 fue necesario desagregarla en las barras en las cuales se re-presenta el SEIN. Cuadro Nº 2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Período 2004 - 2008 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2003 2 971 20 737 79,7% 2004 3092 21 848 80,7% 4,1% 5,4% 2005 3 270 22 605 78,9% 5,8% 3,5% 2006 3 408 23 491 78,7% 4,2% 3,9% 2007 3 562 24 631 78,9% 4,5% 4,9% 2008 3 699 25 522 78,8% 3,9% 3,6% 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 periodo de análisis de 48 meses señalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se tuvo en cuen- ta aquellas factibles de entrar en operación en el periodo, considerando las que se encuentraban en construcción yaquellas contempladas en el Plan Referencial de Electrici- dad. Es importante señalar que, a partir de la presente fija- ción tarifaria, se aplicó la modificación del Artículo 123º del Reglamento, dispuesto mediante el Decreto Supremo Nº 010-2004-EM, el cual señala que " Se consideran factibles de entrar en operación en el período a que se refiere el inciso a) del Artículo 47º de la Ley, aquellos proyectos de generación y transmisión cuyos títulos no se encuentrenen causal de caducidad o cancelación según corresponda y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial ". Al respecto, de acuerdo con lo expresado en el informe legal de Asesoría Interna OSINERG-GART-AL-2004-124 y el informe legal de Asesoría Externa AL-DC-079-2004, se concluyó que la condición de factibilidad contenida en elArtículo 123º del Reglamento implica que, los proyectos de generación que cuenten con título vigente se considerarán factibles de entrar en operación en el período de cuarentay ocho meses, debiendo dichos proyectos ser ubicados entre aquellos que se encuentran en construcción y los que estén contemplados en el Plan Referencial del Minis-terio de Energía y Minas. El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN que se empleó para la fijación tarifaria se muestraen los Cuadros Nº 2.2 y 2.3, respectivamente. Cabe seña- lar que se incluyó, en la relación de los proyectos de trans- misión, la factibilidad del ingreso en abril de 2007 de la se-gunda terna de la línea de transmisión Zapallal - Chimbote, de acuerdo con el resultado del Plan de Expansión del Sis- tema de Transmisión de REP, contenido en el DocumentoSTE-2110-724 de fecha setiembre de 2004. Cuadro Nº 2.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2004 - 2008 FECHA DE PROYECTO INGRESO Ene. 2005 Presa Pillones (71 MMC) Ene. 2005 Regulación de la Laguna Rajucolta ( 10 MMC ) Abr. 2005 Rehabilitación del grupo 1 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Jul. 2005 Rehabilitación del grupo 2 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Jul. 2005 C.H. Yuncán (130 MW) Oct. 2005 Rehabilitación del grupo 3 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Jun. 2006 TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversión Ventanilla TG4) Notas : C.H. : Central Hidroeléctrica.C.T. : Central Termoeléctrica. TGN : Turbina de Gas operando con Gas Natural. Cuadro Nº 2.3 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Período 2004 - 2008 FECHA DE PROYECTO INGRESO Ene. 2005 L.T. Zorritos-Zarumilla 230kV (Interconexión con Ecuador) May. 2005 L.T. Huallanca - Sihuas - Tayabamba 138kV Jul. 2005 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna) Jul. 2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán Abr. 2007 L.T. Zapallal - Chimbote 220kV (2da terna) 13Artículo 123º.- La proyección de la demanda a que se refiere el inciso a) del Artículo 47º de la Ley, se efectuará considerando la correlación de la demanda de electricidadcon factores económicos y demográficos relevantes.La tasa de crecimiento anual de la proyección de la demanda deberá guardar relacióncon la tasa correspondiente a los 48 meses previos al período proyectado, consideran-do los factores coyunturales que la hubieren afectado.Serán considerados por separado en la proyección de la demanda, los proyectos condemandas superiores a 10 MW, siempre que cumplan con los requisitos y condicionesque se aprueban por resolución ministerial.Se considerarán factibles de entrar en operación en el período a que se refiere elinciso a) del Artículo 47º de la Ley, aquellos proyectos de generación y transmisióncuyos títulos no se encuentren en causal de caducidad o cancelación según correspon-da y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resoluciónministerial.Los requisitos y condiciones para el programa de obras y la proyección de la demanda,podrán ser revisados por el Ministerio cada dos (2) años, debiendo ser publicadosantes del 30 de noviembre del año correspondiente, caso contrario, se mantendránvigentes los requisitos y condiciones aprobados en la última resolución publicada.Para la proyección de la demanda y oferta extranjeras en la fijación de las Tarifas enBarra, se considerarán los datos históricos de las transacciones de corto plazo produ-cidos en los últimos doce (12) meses anteriores al mes precedente a la fecha de pre-sentación al OSINERG del estudio técnico - económico por el COES, y se aplicaráncomo una constante para el período a que se refiere el inciso a) del Artículo 47º de laLey.