NORMA LEGAL OFICIAL DEL DÍA 05 DE SEPTIEMBRE DEL AÑO 2006 (05/09/2006)

NORMAS LEGALESREPUBLICADELPERU 327384El Peruano martes 5 de setiembre de 2006 una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia correspondió a la anualidad de la inversión enla unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, conforme al Procedimiento para la Determinación delPrecio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD. Se consideró, asimismo, los factores por la Tasa de IndisponibilidadFortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución OSINERG Nº 278-2004-OS/CD publicada el 13 de octubrede 2004. 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 costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de preciosbásicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. 2.2.1. Previsión de Demanda La metodología que se empleó para efectuar el pronóstico de la demanda fue la siguiente:  La proyección de ventas para el horizonte de estudio se ha efectuado mediante: i) para el año 2006, se determinó considerando la tasa de crecimiento promedio del SEIN; ii) para el período 2007-2008, se determinóaplicando las tasas de crecimiento obtenidas del modelo de corrección de errores que fuera comunicado al COES- SINAC mediante Oficio Nº 002-2006-OSINERG-GG.  Se modificó la proyección de demanda de Cerro Verde, Southern Peru Copper Corporation, Shougesa, Antamina y Yanacocha para el período 2006-2008, sobrela base de la información remitida por dichas empresas.  No se consideró la proyección por separado de la demanda de Marsa y Horizonte en atención a lasrecomendaciones del estudio de Monenco Agra de 1996, el cual sustenta la metodología de proyección aplicada. Con relación a los valores de las ventas y la tarifa, así como las pérdidas eléctricas y la participación en las ventas (en muy alta, alta y media tensión)correspondientes al año 2005, se consideró la información proveniente del informe de Información Comercial (al IV trimestre) del año 2005 de OSINERG. Al consumo de energía, se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas transversales no consideradas en el modelo de la red detransmisión. La demanda finalmente considerada para el SEIN se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentraen el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO fue necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN. Cuadro Nº 2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Período 2005 - 2008 Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía 2005 3 335 23 117 79,1% 2006 3 636 24 790 77,8% 9,0% 7,2% 2007 3 815 26 803 80,2% 4,9% 8,1% 2008 4 001 28 149 80,3% 4,9% 5,0% 2.2.2. Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión que se espera ingrese en servicio dentro del período de análisis de 24meses posteriores al 31 de marzo del año de la fijación, conforme a lo señalado por la LCE. Para establecer el programa de obras se tuvo en cuenta aquellas obras factibles de entrar en operación en el período. Se prestó especial atención almantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda, orientado al reconocimiento de costos de eficiencia. El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN que se emplea para la presente fijación tarifariase muestra en los Cuadros Nº 2.2 y 2.3, respectivamente. Cuadro Nº 2.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN Período 2006 - 2008 FECHA DE PROYECTO INGRESO Abr. 2006 Presa Pillones (71 MMC) Jun. 2006 Ciclo Combinado - Reconversión 1ra Caldera - CT Ventanilla (244,72 MW) Jun. 2006 Repotenciamiento TG2 - CT Aguaytía (6,0 MW) Jul. 2006 Conversión T.G. UTI 5 y 6 a Gas Natural (105,8 MW) Oct. 2006 Ciclo Combinado - Reconversión 2da Caldera - CT Ventanilla (241,60 MW) Dic. 2006 C.T. Chilca 1 - TG1 (174 MW) Ene. 2007 Repotenciamiento C.H. Pariac - CH2 y CH3 (0,8 MW) Jun. 2007 C.T. Kallpa - TG1 (160 MW) Ago. 2007 C.H. La Joya (9,6 MW) Set. 2007 Conversión T.G. Mollendo a Gas Natural (71 MW) Set. 2007 C.H. Carhuaquero 4 (9,75 MW) Ene. 2008 Repotenciamiento C.H. Yaupi (30 MW) Notas : C.H. :Central Hidroeléctrica. C.T. :Central T ermoeléctrica. Cuadro Nº 2.3 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Período 2006 - 2008 FECHA DE PROYECTO INGRESO Ene. 2006 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV Ene. 2006 L.T. Majes-Corire-Chuquibamba 60kV Jul. 2006 L.T. Huallanca - Sihuas - Tayabamba - Llacuabamba 138kV Feb. 2007 2da Terna L.T . L-2208, Tramo San Juan - Salinas 220kV Jul. 2007 2da Terna L.T . L-2090, Tramo San Juan - Salinas 220kV El Cuadro Nº 2.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que al momento de la fijación de tarifas se hallabanoperando en el SEIN. Asimismo, en el Cuadro Nº 2.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes al momentode la fijación de tarifas en el SEIN. Cuadro Nº 2.4 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES (5) Central Propietario Potencia Ener gía Factor de Caudal Rendi- Efectiva Media Planta 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 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 650,5 5 452,8 95,7% 100,00 1,807 Restitución ELECTROPERU 215,4 1 691,6 89,6% 100,00 0,598 Callahuanca (1) EDEGEL 82,3 606,7 84,2% 20,50 1,115 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 9, 5 73,3 88,0% 5,92 0,446 Pachachaca ELECTROANDES 9, 7 54,4 64,0% 6,26 0,430 Yaupi ELECTROANDES 104,9 860,2 93,6% 24,76 1,177 Gallito Ciego ENERGIA P ACASMAYO 38,1 172,5 51,7% 44,80 0,236 Pariac EGECAHUA 4, 5 37,5 95,1% 2,20 0,568 Huanchor EDEGEL (2) 19,6 166,0 96,7% 10,00 0,544 Misapuquio EGECAHUA (2) 3,9 20,7 60,7% 2,00 0,542 San Antonio EGECAHUA (2) 0, 6 3,5 64,5% 2,92 0,059 San Ignacio EGECAHUA (2) 0, 4 3,8 108,2% 2,50 0,044 Huayllacho EGECAHUA (2) 0,2 1,1 59,9% 0,15 0,370 Yuncán ENERSUR 133,5 917,0 78,4% 30,00 1,236 Santa Rosa I ELECTRICA SANT A 1, 3 7,8 68,3% 5,50 0,066 ROSA (3)