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/G50/GE1/G67/G2E/G20/G32/G38/G34/G35/G30/G31 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20 /G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, jueves 13 de enero de 2005 El Cuadro Nº 2.4 presenta la información de las princi- pales características de las centrales hidroeléctricas que al 30 de setiembre operaban en el SEIN. Cabe destacar que en la fijación tarifaria se tomó conocimiento14 del retiro de operación comercial de la unidad de generación Nº 4 (2,94 MW) de la C.H. Pachachaca desde el 1 de agosto de 2004 y su traslado a la C.H. Oroya para su repotenciamiento.Asimismo, se consideró 643,13 MW como potencia para la central Santiago Antúnez de Mayolo, con base en el análi- sis efectuado en el Anexo F del informe OSINERG-GART/DGT Nº 066A-2004. Cuadro Nº 2.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES(*) Potencia Energía Factor Caudal Rendi- Central Propietario Efectiva Media de Turbinable miento MW GWh Planta m3/seg kWh/m3 Medio 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 ELECTROPERU 641,3 5 375,9 95,7% 1 00,00 1,781 Restitución ELECTROPERU 209,7 1 646,8 89,6% 1 00,00 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 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 8,4 65,088,0% 5,92 0,396 Pachachaca ELECTROANDES 9,3 52,464,0% 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 37,595,1% 2,20 0,568 Huanchor EDEGEL(+) 19,6 166,0 96,7% 10,00 0,544 Misapuquio EGECAHUA(+) 3,9 20,760,7% 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 1,6 13,898,4% 7,60 0,059 Charcani II EGASA 0,6 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 3,9 31,792,6% 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 54,870,0% 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 2 662,9 18 346,2 78,6% 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 Referencial y 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 capa- cidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del SEIN, al 30 de setiembre de 2004. Cabe destacar que en la fijación tarifaria se tomó co-nocimiento 15 del retiro de operación comercial de las unida- des de generación de la C.T. Tintaya y de la unidad Skoda 2 de la C.T. Taparachi desde el 28 de julio y 23 de agosto de2004, respectivamente, así como del cambio de combusti- ble de la C.T. Piura de Diesel Nº 2 a Residual Nº 6.Cuadro Nº 2.5 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES Potencia Consumo Central Propietario Efectiva Com bustible Específico MW Und./kWh Turbo Gas Natural Malacas 1 EEPSA 15,0Gas Natural 16 ,022 Turbo Gas Natural Malacas 2 EEPSA 15,0Gas Natural 15 ,693 Turbo Gas Diesel Malacas 3 EEPSA 14,6Diesel Nº 2 0,372 Turbo Gas Natural Malacas 4 EEPSA 81,2Gas Natural 12 ,052 Turbo Gas Natural Malacas 4 B 97,4Gas Natural 13 ,066 y Agua Turbo Gas de Chimbote DEI EGENOR 67,4Diesel Nº 2 0,344 Turbo Gas de Trujillo DEI EGENOR 21,7Diesel Nº 2 0,336 Turbo Gas de Piura DEI EGENOR 21,1Diesel Nº 2 0,334 C.T. Piura con R6 DEI EGENOR 27,9Residual Nº 6 0,215 Grupos Diesel de Chiclayo DEI EGENOR 25,1Residual Nº 6 0,233 Grupos Diesel de Sullana DEI EGENOR 11,1Diesel Nº 2 0,239 Grupos Diesel de Paita DEI EGENOR 9,0 Diesel Nº 2 0,253 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 ENERGIA 23,0Residual Nº 6 0,264 PACASMAYO Grupo Diesel Pacasmayo Man ENERGIA 1,6 Mezcla1 R6,D2 0,226 PACASMAYO Turbo Gas Santa Rosa UTI EDEGEL 105,8Diesel Nº 2 0,284 Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 121,3Diesel Nº 2 0,257 Turbo Vapor de Tr upal TRUPAL 13,9Residual Nº 6 0,455 Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 65,6Residual Nº 500 0,311 G. Diesel Shougesa SHOUGESA 1,2 Diesel Nº 2 0,212 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSELVA 87,0Gas Natural 11 ,462 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 TERMOSELVA 78,1Gas Natural 11 ,659 G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,195 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,197 G. Diesel Pucallpa Wartsila ELECTRO UCAYALI 23,8Residual Nº 6 0,203 Turbo Gas Natural Ventanilla 3 ETEVENSA 164,1Gas Natural 10 ,555 (GNCS) Turbo Gas Natural Ventanilla 4 ETEVENSA 160,5Gas Natural 10 ,511 (GNCS) Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 11,8Diesel Nº 2 0,250 Taparachi GD Nº 1 al Nº 6 SAN GABAN 4,6 Diesel Nº 2 0,233 Bellavista GD Nº 1 al Nº 4 SAN GABAN 5,7 Diesel Nº 2 0,221 Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,3Mezcla2 R500,D2 0,227 Chilina Ciclo Combinado EGASA 18,7Diesel Nº 2 0,273 Chilina TV Nº 2 EGASA 6,8 Residual Nº 500 0,415 Chilina TV Nº 3 EGASA 10,1Residual Nº 500 0,401 Mollendo I GD EGASA 31,5Residual Nº 500 0,210 Mollendo II TG EGASA 71,0Diesel Nº 2 0,294 Moquegua GD EGESUR 0,8 Diesel Nº 2 0,242 Calana GD EGESUR 25,3Residual Nº 6 0,203 Ilo 1 TV Nº 2 ENERSUR 23,2 Vapor 4,064 Ilo 1 TV Nº 3 ENERSUR 53,2Residual Nº 500 0,289 Ilo 1 TV Nº 4 ENERSUR 68,7Vapor+Res Nº 500 0,247 Ilo 1 TG Nº 1 ENERSUR 35,2Diesel Nº 2 0,292 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 35,4Diesel Nº 2 0,252 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,2 Diesel Nº 2 0,215 Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,1 Carbón 0,333 Total 1 746,5 Notas : GD :Grupos Diesel. TV :Turbinas a Vapor. TG :Turbinas de Gas operando con Diesel Nº 2. Und.:Kg. para el Diesel Nº2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural. Mezcla1 R6,D2 : Composición de Residual Nº 6 (85%) y Diesel Nº 2 (15%) Mezcla2 R500,D2 : Composición de Residual Nº 500 (90%) y Diesel Nº 2 (10%) 14 Cartas GOEA/531-2004 de fecha 21.07.04 y COES-SINAC/D-750-2004 de fecha 3.08.04 (folios 879 y 880 de la ABSOLUCIÓN). 15 Cartas EGESG/467-2004-GC de fecha 27.07.04, COES-SINAC/D-748-2004 de fecha 2.08.04, EGESG/517-2004-GC de fecha 20.08.04, COES-SINAC/D-831-2004 de fe-cha 23.08.04; C-599-2004 y C-605-2004 de fechas 17.08.04 y 19.08.04 (folios 882 al889 de la ABSOLUCIÓN).