Sector Eléctrico Sector Eléctrico Reporte Operación del · 2011. 2. 7. · Reporte Estadístico...

El presente boletín muestra los principales indicadores de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), basado en la información alcanzada al

OSINERGMIN por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), correspondiente al mes de DICIEMBRE del 2010.

Salvo indicación expresa en contrario, los valores de potencia se indican en MW, y los valores de energía en GW.h.

Los costos marginales han sido calculados con el tipo de cambio venta del último día útil del mes de Diciembre (TC = 2,809 S/. / US$). Asimismo, los valores calculados

para los costos marginales, están referidos a la Barra Santa Rosa 220 kV.

La Potencia Firme, es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que define el Reglamento de la Ley de Concesiones

Eléctricas, según la ÚNICA disposición complementaria modificatoria de la Ley 28832.

INTRODUCCIÓN

Producción de Energía en el SEIN

En diciembre, la producción total de energía en el SEIN se incrementó 7,6% respecto al mismo mes del año 2009. La producción termoeléctrica se efectuó

principalmente sobre la base del Gas de Camisea, cuya participación en la producción mensual se incrementó de 4,9% en el mes que se inició la explotación de este

yacimiento (septiembre 2004) a 29,6% correspondiente al presente mes.

La producción de energía hidráulica del SEIN, durante el mes de diciembre, muestra un predominio con 62,2% del total de la energía producida, disminuyendo su

producción y su participación en 5,1% respecto al mismo mes del año anterior, debido a un mayor crecimiento de la producción térmica y a un crecimiento de la

demanda de electricidad.

Reporte Estadístico

Operación del Sector Eléctrico


Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Fuente de Energía

Información de: Diciembre, 2010

Año 12, Febrero 2011

Fuentes de Producción AñoI

TrimestreII

TrimestreIII

Trimestre

IV Trimestre Acumulado Dic-2010Octubre Noviembre Diciembre

Hidroeléctrica Hidro2010 5 307,7 4 839,7 4 138,6 1 445,1 1 453,8 1 779,6 18 964,6

2009 5 144,1 4 752,1 4 046,3 1 460,6 1 556,2 1 792,4 18 751,7

Termoeléctrica

Gas Natural2010 2 137,1 2 706,0 3 408,3 1 159,2 1 121,0 913,6 11 445,2

2009 1 912,4 2 215,7 2 720,1 894,8 773,6 744,5 9 261,1

Carbón2010 261,2 247,5 279,4 97,6 93,2 88,0 1 066,9

2009 192,6 181,3 292,6 92,9 88,0 81,7 929,1

Residual2010 154,4 176,6 190,3 60,8 62,3 48,1 692,5

2009 112,1 156,1 242,2 68,3 72,3 28,3 679,2

Diesel2010 35,0 29,3 51,3 15,0 25,7 22,9 179,1

2009 24,3 15,9 62,7 25,0 46,0 10,5 184,3

Renovable Bagazo2010 6,2 22,4 24,7 7,6 8,3 8,3 77,5

2009 - - - - - 1,8 1,8

Periodo 2010 7 901,6 8 021,5 8 092,7 2 785,2 2 764,3 2 860,5 32 425,8

Periodo 2009 7 385,5 7 321,1 7 363,9 2 541,6 2 536,0 2 659,2 29 807,3

Variación 2010/2009 7,0% 9,6% 9,9% 9,6% 9,0% 7,6% 8,8%

Producción del SEIN por Tipo de Combustible Diciembre 2010/2009

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo

67,3%

28,0%

3,1%1,1%0,4%

62,2%

31,9%

3,1%1,7%

0,8% 0,3%Diciembre

2009Diciembre

2010

2

En diciembre, la producción de energía a nivel de empresas, no muestra variaciones significativas con relación al mes anterior. Las empresas con mayor participación continúan siendo Electroperú y Edegel; en lo que va del año Electroperú disminuyó su participación respecto al mismo periodo del año anterior, de 24,0% a 22,3%, así como Edegel que también disminuyó su participación de 25,8% a 23,4%, también Enersur disminuyó su participación de 15,9% a 14,5%, mientras que Kallpa aumentó su participación de 4,2% a 9,9% debido a una mayor producción.

En diciembre, la producción de las plantas a gas natural representaron el 31,9% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 40,5%. Las plantas a carbón representaron el 3,1% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron 2,5%.

En diciembre, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 16 a las 19:30 horas y alcanzó 4 578,9 MW, lo cual representó un 5,94% de aumento respecto a la máxima demanda de diciembre

de 2009. Con relación al mes de noviembre la máxima demanda aumentó en 1,2%.La generación hidroeléctrica, en lo que se refiere a la máxima demanda, no ha sufrido mayores variaciones desde el año 2002; sin embargo, su participación en el SEIN ha decrecido a favor

del incremento de la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 14,9% a 42,6% desde dicho año a diciembre de 2010. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN es de 35,6%, mayor a la registrada en diciembre del año anterior que fue de 32,0%.


Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación

Máxima Demanda

Producción de Energía Eléctrica por Empresa

Empresa

Producción de Energía SEIN (GW.h)

Dic-10Acumulado

Dic-10Acumulado

Dic 09Variación

(2010/2009)

AIPSA 8,3 77,5 1,8 4 171,4%

Celepsa 119,7 720,6 0,2 395 791,7%

Chinango 122,6 1 023,1 608,6 68,1%

E. Santa Cruz 8,0 53,0 22,5 135,5%

Edegel 661,6 7 579,2 7 694,3 (1,5%)

Eepsa 63,8 683,7 579,8 17,9%

Egasa 82,4 895,8 742,9 20,6%

Egemsa 62,4 722,3 757,7 (4,7%)

Egenor 202,8 2 116,1 2 208,7 (4,2%)

Egesur 8,8 105,4 102,3 3,1%

Electroperú 594,2 7 223,8 7 167,9 0,8%

Enersur 303,5 4 687,5 4 749,7 (1,3%)

GEPSA 0,0 18,0 19,1 (5,8%)

Kallpa 347,4 3 211,1 1 237,9 159,4%

MAJA Energía 1,9 7,6 - -

S. M. Corona 13,2 146,8 147,8 (0,7%)

San Gabán 74,7 592,4 736,1 (19,5%)

SDF Energía 15,2 203,6 187,4 8,6%

Shougesa 0,1 38,5 132,9 (71,0%)

SINERSA 1,0 28,3 - -

SN Power Perú 138,2 1 526,5 1 671,6 (163,1%)

Termoselva 30,7 764,9 1 038,1 (26,3%)

Total 2 860,5 32 425,8 29 807,3 8,8%

Meses

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN(MW) Variación

2010/2009 %

2010 2009

Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total

Enero 2 482 1 801 8 4 290 2 648 1 444 - 4 091 -6,3% 24,7% - 4,9%

Febrero 2 657 1 692 - 4 350 2 640 1 465 - 4 105 0,7% 15,5% - 6,0%

Marzo 2 669 1 784 - 4 453 2 622 1 533 - 4 155 1,8% 16,3% - 7,2%

Abril 2 804 1 600 - 4 404 2 742 1 438 - 4 180 2,3% 11,2% - 5,3%

Mayo 2 410 1 971 - 4 381 2 664 1 461 - 4 125 -9,5% 34,9% - 6,2%

Junio 2 307 2 119 10 4 436 2 481 1 553 - 4 034 -7,0% 36,4% - 10,0%

Julio 2 452 1 921 11 4 385 2 336 1 637 - 3 973 5,0% 17,4% - 10,3%

Agosto 2 331 2 000 12 4 344 2 252 1 774 - 4 025 3,5% 12,8% - 7,9%

Septiembre 2 338 2 044 6 4 387 2 306 1 751 - 4 057 1,4% 16,7% - 8,2%

Octubre 2 112 2 337 12 4 461 2 484 1 605 - 4 088 -15,0% 45,6% - 9,1%

Noviembre 2 558 1 950 14 4 522 2 685 1 571 - 4 256 -4,7% 24,1% - 6,3%

Diciembre 2 620 1 948 11 4 579 2 651 1 671 - 4 322 -1,2% 16,6% - 5,9%

MD a Dic 2 620 1 948 11 4 579 2 651 1 671 - 4 322 -1,2% 16,6% - 5,9%

% 57,2% 42,6% 0,2% 100,0% 61,3% 38,7% - 100,0%

Evolución de la Producción de Energía por Fuente de Generación y Tipo de Combustible - Diciembre 2010

HIDRO GAS NATURAL CS CARBON RESIDUAL DIESEL BAGAZO

GW

.h

Producción de Energía por Empresa Diciembre 2010

Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación y Tipo de Combustible en Diciembre 2010/2009

AIPSA0,3%CELEPSA

4,2%

Chinango4,3%

E. Santa Cruz0,3%

Edegel23,1%

Eepsa2,2%

Egasa2,9%

Egemsa2,2%

Egenor7,1% Egesur

0,3%

Electroperú20,8%

Enersur10,6%

Kallpa12,1%

MAJA Energía0,1%

S. M. Corona0,5%

San Gabán2,6%

SDF Energía0,5%

Shougesa0,002%

SINERSA0,03%

SN Power Perú4,8%

Termoselva1,1%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

o-1

0

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

61,3%

32,0%

3,1%2,0%1,6%

57,2%

35,6%

2,9%

2,2%1,8%0,3%Diciembre

2009

Diciembre

2010

Empresa

Producción Termoeléctrica por Tipo de Combustible Producción Renovable

Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo

GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h %

AIPSA - - - - - - - - 8,27 100,0%

Celepsa - - - - - - - - - -

Chinango - - - - - - - - - -

E. Santa Cruz - - - - - - - - - -

Edegel 351,2 38,4% - - - - - - - -

Eepsa 63,8 7,0% - - - - - - - -

Egasa 2,4 0,3% - - 6,0 12,5% 0,0 0,1% - -

Egemsa - - - - - - - - - -

Egenor 0,4 0,0% - - 3,7 7,7% 3,6 15,9% - -

Egesur 1,4 0,2% - - - - - - - -

Electroperú - - - - 5,7 11,8% 18,1 79,1% - -

Enersur 101,0 11,1% 88,0 100,0% 32,6 67,9% 1,1 4,9% - -

Kallpa 347,4 38,0% - - - - - - - -

MAJA Energía - - - - - - - - - -

S. M. Corona - - - - - - - - - -

San Gabán - - - - - - 0,00 0,0% - -

SDF Energía 15,2 1,7% - - - - - - - -

Shougesa - - - - 0,0 0,1% 0,0 0,0% - -

SINERSA - - - - - - - - - -

SN Power Perú - - - - - - - - - -

Termoselva 30,7 3,4% - - - - - - - -

Total 913,6 100,0% 88,0 100,0% 48,1 100,0% 22,9 100,0% 8,27 100,0%

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable


3

Electroperú disminuyó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 22,1% a 19,6% con relación al año 2009, al igual que Edegel que también

disminuyó de 23,0% a 22,9%, y Enersur quien también disminuyó su participación de 14,6% a 13,8%; mientras que Kallpa aumentó su participación de 8,4% a 12,2%.

Despacho de Centrales para la Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN

Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la unidad UTI5 de la C.T. Santa Rosa con combustible Gas Natural y costo variable de 2,6 ctv US$/kW.h.

El valor más alto de costo marginal que se obtuvo fue de 2,9 ctv US $/kW.h en la barra Duvaz; mientras que el menor valor de costo marginal fue de 2,2 ctv US $/kW.h en

la barra San Gabán.

La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de diciembre de 2010 representó el 72,5% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva

disponible de 27,5%.

(*) Corresponde a la sumatoria de las Potencias Firmes de las centrales que participaron en la hora de máxima demanda.

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas

Evolución de la Máxima Demanda y Potencia Firme Despachada

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) Diciembre 2010

Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total

AIPSA - - 10,7 10,7

Celepsa 202,7 - - 202,7

Chinango 141,0 - - 141,0

E. Santa Cruz 9,6 - - 9,6

Edegel 445,0 602,5 - 1 047,4

Eepsa - 113,0 - 113,0

Egasa 117,7 7,1 - 124,9

Egemsa 84,4 - - 84,4

Egenor 306,1 28,8 - 334,9

Egesur 26,2 - - 26,2

Electroperú 824,0 74,2 - 898,2

Enersur 135,6 496,1 - 631,7

Kallpa - 557,5 - 557,5

MAJA Energía 3,3 - - 3,3

S. M. Corona 16,8 - - 16,8

San Gabán 109,4 0,8 - 110,1

SDF Energía - 28,1 - 28,1

SINERSA 2,8 - - 2,8

SN Power Perú 195,1 - - 195,1

Termoselva 0,0 40,3 - 40,3

Total 2 619,7 1 948,5 10,7 4 578,9

Costo Marginal por Barra de Transferencia en Hora de Máxima Demanda

Barra de Transferencia Tensión Cmg (ctv US$/kW.h)

Duvaz 50 2,9

Casapalca 50 2,8

Talara 220 2,8

Piura 220 2,7

Aguaytía 220 2,4

Los Heroes 220 2,6

Toquepala 138 2,6

Cerro Verde 138 2,6

Socabaya 138 2,5

Montalvo 220 2,5

Trujillo Norte 220 2,5

Puno 220 2,5

Independencia 220 2,4

Santa Rosa 220 2,4

Huayucachi 220 2,4

San Gabán 138 2,2

MesesMáxima Demanda

(MW)Potencia Firme

(MW)

Potencia Firme Despachada

(MW) (*)

Var %PF/MD-1

Enero 4 290,5 5 707,2 4 966,3 33,0%

Febrero 4 349,7 5 723,9 4 935,4 31,6%

Marzo 4 452,6 6 114,0 5 115,4 37,3%

Abril 4 403,6 6 104,7 4 735,1 38,6%

Mayo 4 381,2 6 289,4 5 035,8 43,6%

Junio 4 435,5 6 267,9 5 235,6 41,3%

Julio 4 384,6 6 286,8 5 160,6 43,4%

Agosto 4 344,1 6 266,5 5 360,9 44,3%

Septiembre 4 387,2 6 231,6 5 090,3 42,0%

Octubre 4 461,1 6 298,5 5 410,6 41,2%

Noviembre 4 522,3 6 302,4 5 165,1 39,4%

Diciembre 4 578,9 6 313,4 5 187,5 37,9%

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas

Diciembre 2010

Despacho de Generación para el Día de Máxima Demanda Jueves 16 de Diciembre del 2010

MW

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Max Demanda

Máxima Demanda Potencia Firme y Potencia Firme Despachada

Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada

MW

AIPSA0,2%

Celepsa4,4%

Chinango3,1% E. Santa Cruz

0,2%

Edegel22,9%

Eepsa2,5%

Egasa2,7%

Egemsa1,8%

Egenor7,3%

Egesur0,6%

Electroperú19,6%

Enersur13,8%

Kallpa12,2%

MAJA Energía0,07%

S. M. Corona0,4%

San Gabán2,4%

SDF Energía0,6%

SINERSA0,1%

SN Power Perú4,3%

Termoselva0,9%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

00:1

500:4

501:1

501:4

502:1

502:4

503:1

503:4

504:1

504:4

505:1

505:4

506:1

506:4

507:1

507:4

508:1

508:4

509:1

509:4

510:1

510:4

511

:15

11:4

512:1

512:4

513:1

513:4

514:1

514:4

515:1

515:4

516:1

516:4

517:1

517:4

518:1

518:4

519:1

519:4

520:1

520:4

521:1

521:4

522:1

522:4

523:1

523:4

5

4 578,9

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

Dic

-09

Ene-1

0

Feb-1

0

Mar-

10

Abr-

10

May-

10

Jun-1

0

Jul-10

Ago-1

0

Sep-1

0

Oct

-10

Nov-

10

Dic

-10

Volúmenes Almacenados

Caudal Natural

4 Operación del Sector Eléctrico

El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en diciembre, fue mayor en 158,1% con relación a noviembre del 2010. Así mismo el caudal

natural conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser mayor en 208,5% con relación a noviembre del 2010.

Lago Junín - Lagunas Edegel

El volumen de agua registrado en el lago Junín en diciembre del 2010, aumentó en 77,5% con relación al mes anterior. Así mismo, el volumen de agua registrado en las

lagunas de Edegel en diciembre, fue mayor en 23,8% con relación a noviembre. En dichos lago y lagunas los volúmenes de agua están en valores intermedios entre los

valores extremos históricos en el periodo 2002-2009.

El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en diciembre, ha sido menor en 1,7% con relación al mes de noviembre; y es menor al mínimo histórico registrado en el periodo

2002 – 2009.

En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe y Pillones) el volumen de agua registrado en diciembre del 2010, fue menor en 2,9% con

relación al mes de noviembre. Sin embargo, en dicha cuenca los volúmenes de agua están en valores intermedios entre los valores extremos históricos en el periodo 2002-2009.

Río Mantaro - Ríos Rímac y Santa Eulalia

Laguna Aricota – Cuenca Río Chili

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Caudal Natural Río Mantaro

Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010

m3

/s m3/

s

Caudal Natural Río Rímac y Santa Eulalia

Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010

Volumen Útil de las lagunas de EdegelVolumen Útil del lago Junín

m

3M

illo

ne

s d

e

m

3M

illo

ne

s d

e

Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010 Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010

Volumen Útil Cuenca Río ChiliVolumen Útil laguna Aricota

m

3M

illo

ne

s d

e

m

3M

illo

ne

s d

e

Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010 Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500


0

10

20

30

40

50

60


0

50

100

150

200

250

300


150

170

190

210

230

250

270

290

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 0

50

100

150

200

250

300

350


Costos Marginales de Energía

5

El valor promedio ponderado mensual del costo marginal de energía para el SEIN correspondiente al mes de Diciembre del 2010, fue 9% mayor respecto al valor

registrado el mismo mes del 2009, debido al crecimiento de la demanda de electricidad sumado a una menor producción hidráulica y mayor producción con residual y

diesel.

Costos Marginales y Precios Regulados de Energía – SEIN

En diciembre el costo marginal en las horas de punta disminuyó en 7,0% respecto al mes anterior, mientras que en las horas fuera de punta la disminución fue de 21,8%.

El costo marginal en horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue 35,8% mayor.

En diciembre el precio regulado de energía (PR) fue 58,5% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes.

Cmg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado


Evolución de los Costos Marginales de Energía – SEIN

NOTA: : Los costos marginales desde el año 2009 se están determinando sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, restricciones establecidas por el D.U. 049-2008.

Meses

Costos MarginalesVariación

(ctv U$$/KW.h)

SEIN 2010 SEIN 2009 %

Enero 2,32 2,67 -13%

Febrero 2,45 4,38 -44%

Marzo 2,21 2,49 -11%

Abril 1,66 2,53 -34%

Mayo 1,82 2,87 -37%

Junio 2,04 6,57 -69%

Julio 1,99 4,12 -52%

Agosto 2,29 3,39 -32%

Septiembre 2,38 3,62 -34%

Octubre 2,42 1,98 22%

Noviembre 2,31 2,04 13%

Diciembre 1,88 1,72 9%

Ponderado a Diciembre 2,15 3,16 -32%

Costos Marginales y Precios Regulados de Energía (ctv US$/kW.h)

MesesHora Punta Fuera de Punta Ponderado

CMg PR CMg PR CMg PR

Enero 4,46 3,60 1,82 3,00 2,32 3,12

Febrero 4,63 3,61 1,92 3,01 2,45 3,13

Marzo 4,49 3,62 1,63 3,02 2,21 3,14

Abril 3,12 3,61 1,32 3,01 1,66 3,12

Mayo 2,50 3,45 1,66 2,77 1,82 2,90

Junio 2,15 3,47 2,02 2,78 2,04 2,92

Julio 2,13 3,47 1,95 2,79 1,99 2,92

Agosto 2,50 3,56 2,24 2,86 2,29 2,99

Septiembre 2,55 3,58 2,34 2,87 2,38 3,01

Octubre 2,64 3,56 2,37 2,86 2,42 2,99

Noviembre 2,57 3,52 2,25 2,82 2,31 2,96

Diciembre 2,39 3,55 1,76 2,85 1,88 2,98

Ctv

.US

$/k

W.h

% P

art

icip

ac

ión

Producción de Energía vs Costos Marginales SEIN

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Costo MarginalBagazo

Precio Regulado Costo Marginal

ctv

US$

/kW

,h

Precios Regulados vs. Costos Marginales

Costos Marginales del SEIN

Punta F.Punta Ponderado CMg

ctv

US

$/k

W,h

Precios Regulados del SEIN

Punta F.Punta Ponderado

ctv

US

$/k

W.h

0

1

1

2

2

3

3

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

dic

-09

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

o-1

0

se

p-1

0

oct-

10

no

v-1

0

dic

-10

0

1

2

3

4

5

dic

-09

ene-1

0

feb-1

0

mar-

10

abr-

10

may-

10

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep-1

0

oct

-10

nov-

10

dic

-10

0

1

1

2

2

3

3

4

dic

-09

en

e-1

0

feb-1

0

mar-

10

abr-

10

may-

10

jun-1

0

jul-10

ag

o-1

0

sep-1

0

oct

-10

nov-

10

dic

-10

2,50

2,70

2,90

3,10

3,30

3,50

3,70

dic

-09

ene-1

0

feb-1

0

mar-

10

abr-

10

may-

10

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep-1

0

oct

-10

nov-

10

dic

-10

Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN

Costos Variables de Operación


Costos Marginales Proyectados

Transferencia de Energía Activa

Nota1: Los montos de transferencia de energía activa incluyen los pagos por entregas y retiros de energía activa y por los servicios complementarios.Nota2: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energías realizadas en las barras de transferencia.Nota3: Los montos de retiros de las empresas distribuidoras sin contrato, se han prorrateado entre todas las empresas generadoras de acuerdo con el Decreto de Urgencia 049-2008.

Costos Variables de Operación de las Centrales que operan con Gas Natural y Carbón

Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 2010, para el periodo comprendido entre julio 2010 a junio 2011.

En diciembre, los costos marginales estuvieron 5,6% sobre los precios proyectados por

el COES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica variación

estacional entre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en el primer

periodo se espera que éstos varíen entre 1,66 y 5,14 ctv US$/kW.h, mientras que en

periodo de estiaje, los mismos estarían entre 2,55 y 12,46 ctv US$/kW.h. Los costos

marginales proyectados son de carácter referencial y brindan una señal de su posible

comportamiento para los próximos meses.

MesesCostos Marginales Proyectados

Punta Fuera Punta Ponderado

Enero-11 1,86 1,61 1,66

Febrero-11 2,44 1,97 2,06

Marzo-11 2,44 1,97 2,07

Abril-11 1,93 1,78 1,81

Mayo-11 2,95 2,45 2,55

Junio-11 5,31 5,23 5,25

Julio-11 6,40 6,32 6,34

Agosto-11 8,25 8,15 8,17

Septiembre-11 12,70 12,41 12,46

Octubre-11 8,86 8,60 8,65

Noviembre-11 8,94 7,96 8,15

Diciembre-11 5,54 5,04 5,14

Meses

Costos Marginales Ejecutados y Proyectados (ctv US$/kW.h)Desviación respecto al Proyectado COESEjecutado Punta

Ejecutado Fuera Punta

Ejecutado Ponderado

Proyectado COES Ponderado

Jul-10 2,13 1,95 1,99 1,75 13,7%

Ago-10 2,50 2,24 2,29 1,80 27,2%

Sep-10 2,55 2,34 2,38 1,80 32,2%

Oct-10 2,64 2,37 2,42 1,82 33,0%

Nov-10 2,57 2,25 2,31 1,84 25,5%

Dic-10 2,39 1,76 1,88 1,78 5,6%

Meses

Costos Variables de Operación de Centrales a Gas Natural y Carbón (ctv US$/kW.h)

AguaytíaMalacas

(TG1)Malacas (TGN4)

Kallpa(TG1)

Ventanilla (CC)

Sta. Rosa West

Sta. Rosa (UTI)

Chilca (TG1)

Ilo 2

Ene-10 2,48 10,49 6,31 1,61 1,24 3,11 3,78 0,37 5,54

Feb-10 2,50 11,80 6,60 1,63 1,24 3,22 3,92 0,37 5,52

Mar-10 2,49 11,46 6,67 1,66 1,25 3,34 4,01 0,37 5,53

Abr-10 2,43 11,53 7,09 1,72 1,28 3,28 4,07 0,37 3,81

May-10 2,49 12,21 6,74 1,14 1,29 3,33 4,08 0,37 2,96

Jun-10 2,42 12,37 6,66 1,74 1,30 3,39 4,03 0,37 2,96

Jul-10 3,24 13,70 6,78 1,13 1,27 2,67 2,50 1,62 2,94

Ago-10 3,22 13,78 6,70 1,14 1,27 2,02 2,50 1,62 2,94

Sep-10 3,37 14,05 6,77 1,14 1,28 2,02 2,54 1,62 2,99

Oct-10 3,31 14,13 6,83 1,14 1,27 2,02 2,50 1,61 3,41

Nov-10 3,34 14,19 6,75 1,14 1,28 2,02 2,52 1,62 3,46

Dic-10 3,32 14,48 6,77 1,14 1,28 2,03 2,57 1,63 3,85

EmpresaGW.h Miles de US$

Entregas Retiros Venta Compra

Edegel 649,6 604,2 - 1 791,3

Electroperú 583,4 511,8 - 825,9

Kallpa 345,4 335,5 - 1 669,1

Enersur 259,5 434,9 687,7 -

Egenor 199,0 159,8 852,6 -

SN Power Perú 158,6 116,8 336,2 -

Chinango 119,9 74,0 327,0 -

Celepsa 115,7 96,8 - 145,4

Egasa 80,7 72,5 484,9 -

San Gabán 62,1 21,2 499,6 -

Eepsa 56,8 41,6 3 698,9 -

Egemsa 31,6 41,9 - 518,9

Termoselva 30,4 95,7 - 1 246,8

SDF Energía 15,0 13,5 - 63,0

S. M. Corona 11,4 7,8 43,3 -

Egesur 8,5 24,0 - 366,1

Shougesa 0,1 25,9 - 637,9

AIPSA 8,3 - 139,3 -

E. Santa Cruz 7,9 - 143,0 -

MAJA Energía 1,8 - 32,2 -

SINERSA 1,0 - 20,1 -

GEPSA ( 0,0) - - 0,2

Retiros sin Contrato - 17,0 - -

Saldo Res. - 51,8 - -

Total 2 746,8 2 746,8 7 264,7 7 264,7

Costos Marginales del SEIN

ctv

US

$/k

W.h

Proyectado COES Punta Proyectado COES Fuera de Punta Ejecutado Ponderado Proyectado COES Ponderado

Costos Variables de Operación de Centrales a Gas y Carbón(Promedio Mensual)

ctv

US

$/k

W.h

Mala

cas (

TG

1)

ctv

US

$/k

W.h

Aguaytía Malacas (TGN4) Kallpa Ventanilla (CC) Sta. Rosa West

Sta. Rosa (UTI) Chilca (TG1) Ilo 2 Malacas (TG1)

Transferencia de Energía Activa del SEIN - Diciembre 2010

GW

.h

GW.h Entregas GW.h Retiros

0

2

4

6

8

10

12

14

feb-1

0

mar-

10

abr-

10

may-1

0

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep-1

0

oct-

10

nov-1

0

dic

-10

ene-1

1

feb-1

1

mar-

11

abr-

11

may-1

1

jun-1

1

jul-11

ago-1

1

sep-1

1

oct-

11

nov-1

1

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

o-1

0

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

0

100

200

300

400

500

600

700

Ed

eg

el

Ele

ctro

pe

rú

Ka

llpa

En

ers

ur

Eg

en

or

SN

Po

we

r P

erú

Ch

ina

ng

o

Ce

lep

sa

Eg

asa

Sa

n G

ab

án

Ee

psa

Eg

em

sa

Term

ose

lva

SD

F E

ne

rgía

S.

M.

Co

ron

a

Eg

esu

r

Sh

ou

ge

sa

Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

7

En diciembre del 2010, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión fue alrededor de 15,1 millones de US$. Dicho monto está constituido en un 40,0%

(6 039,0 / 15 084,5) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT, mientras que, el 60,0% corresponde a los cargos

adicionales establecidos por el D.L. 1041, D.U. 049-2008 y D.U.037-2008. En el caso del cargo CTGN, esta es cero debido al D.U. 032-2010 que eliminó esta compensación.

PCSPT

Potencia Firme por Empresa

El total de Potencia Firme registrada en diciembre fue mayor en 0,2% respecto al mes de noviembre; de los cuales 3 017,3 MW fueron hidráulicos, 3 285,1 MW térmicos y 11,1 MW renovables. Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron Edegel, Enersur y Electroperú con 23,1%, 16,3% y 15,6% respectivamente.

Potencia Firme


Transferencia de Potencia

En diciembre del 2010, las transferencias por potencia entre integrantes del

COES-SINAC fueron del orden de 2,7 millones de US$.

CSS: Compensación por Seguridad de SuministroCGA: Compensación por Generación Adicional

CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo MarginalCCVOA-RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin ContratoCTGN: Compensación por Transporte por Gas Natural para Generación Eléctrica

EmpresaMiles de US$

Venta Compra

Edegel 925,3 -

Egenor 588,5 -

Egasa 368,5 -

San Gabán 249,8 -

SN Power Perú 213,1 -

Celepsa 205,3 -

AIPSA 47,5 -

SINERSA 30,5 -

E. Santa Cruz 30,1 -

Eepsa 27,9 -

S. M. Corona 20,1 -

Egesur 14,4 -

GEPSA 9,9 -

MAJA Energía 9,7 -

SDF Energía - 3,1

Chinango - 36,9

Egemsa - 185,4

Shougesa - 206,1

Electroperú - 251,4

Termoselva - 383,2

Kallpa - 807,5

Enersur - 866,7

Total 2 740,5 2 740,5

Empresa

Pago (Miles de US$)

SPTCargos Adicionales

TotalCCVOA-CMG CCVOA-RSC CTGN CSS CGA

Edegel 1 278,2 1 709,7 - - 52,0 134,0 3 174,0

Electroperú 1 090,8 1 459,1 - - 44,4 125,1 2 719,4

Enersur 998,7 1 335,1 - - 40,6 147,8 2 522,2

Kallpa 796,1 1 071,9 - - 32,6 75,8 1 976,4

Egenor 371,3 496,7 - - 15,1 29,8 912,8

SN Power Perú 234,3 313,4 - - 9,5 17,9 575,0

Termoselva 212,8 284,7 - - 8,7 40,0 546,2

Chinango 187,0 250,2 - - 7,6 12,6 457,4

Celepsa 187,0 250,1 - - 7,6 26,0 470,7

Egasa 166,5 222,6 - - 6,8 24,6 420,5

Egemsa 151,1 206,3 - - 6,3 21,1 384,8

Eepsa 121,6 162,7 - - 4,9 6,5 295,7

Shougesa 83,9 112,2 - - 3,4 27,9 227,5

San Gabán 64,1 85,8 - - 2,6 11,1 163,7

Egesur 51,9 69,5 - - 2,1 3,6 127,1

SDF Energía 24,8 33,1 - - 1,0 5,2 64,1

S. M. Corona 17,6 23,5 - - 0,7 2,0 43,8

AIPSA 1,2 1,6 - - 0,0 0,1 2,9

MAJA Energía 0,1 0,1 - - 0,0 0,0 0,1

GEPSA - - - - - - -

E. Santa Cruz - - - - - - -

SINERSA - - - - - - -

Total 6 039,0 8 088,4 - - 246,0 711,1 15 084,5

EmpresaPotencia Firme (MW) - Diciembre 2010

Hidráulica Térmica Renovable Total

AIPSA - - 11,1 11,1

Celepsa 217,4 - - 217,4

Chinango 165,3 - - 165,3

E. Santa Cruz 4,5 - - 4,5

Edegel 552,7 908,2 - 1 460,9

Eepsa - 132,5 - 132,5

Egasa 175,1 141,3 - 316,3

Egemsa 88,8 - - 88,8

Egenor 353,4 265,4 - 618,8

Egesur 34,9 22,2 - 57,1

Electroperú 886,0 100,7 - 986,8

Enersur 136,8 894,6 - 1 031,3

GEPSA 2,8 - - 2,8

Kallpa - 556,4 - 556,4

MAJA Energía 1,9 - - 1,9

S. M. Corona 19,6 - - 19,6

San Gabán 113,1 7,6 - 120,7

SDF Energía - 20,5 - 20,5

Shougesa - 60,8 - 60,8

SINERSA 7,6 - - 7,6

SN Power Perú 257,3 - - 257,3

Termoselva - 175,0 - 175,0

Total en el mes 3 017,3 3 285,1 11,1 6 313,5

AIPSA0,2%

Celepsa3,4%

Chinango2,6%

E. Santa Cruz0,1%

Edegel23,1%

Eepsa2,1%

Egasa5,0%Egemsa

1,4%

Egenor9,8%

Egesur0,9%

Electroperú15,6%

Enersur16,3%

GEPSA0,1%

Kallpa8,8%

MAJA Energía0,03%

S. M. Corona0,3%

San Gabán1,9%

SDF Energía0,3%

Shougesa1,0%

SINERSA0,1%

SN Power Perú4,1%

Termoselva2,8%

Transferencia de Potencia - Diciembre 2010

Mil

es

de

US

$

Venta Compra

Pago por peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

Diciembre 2010

Mil

es

de

US

$

SPT Cargos Adicionales

Potencia Firme del SEIN - Diciembre 2010

925,3

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

Ede

gel

Ege

nor

Ega

sa

San

Gab

án

SN

Pow

er P

erú

Cel

epsa

AIP

SA

SIN

ER

SA

E. S

anta

Cru

z

Eep

sa

S. M

. Cor

ona

Ege

sur

GE

PS

A

MA

JA E

nerg

ía

SD

F E

nerg

ía

Chi

nang

o

Ege

msa

Sho

uges

a

Ele

ctro

perú

Term

osel

va

Kal

lpa

Ene

rsur

866,7807,5

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500E

degel

Ele

ctro

perú

Eners

ur

Kallp

a

Egenor

SN

Pow

er

Perú

Term

ose

lva

Chin

ango

Cele

psa

Egasa

Egem

sa

Eepsa

Shougesa

San G

abán

Egesu

r

SD

F E

nerg

ía

S. M

. C

oro

na


Potencia Firme y Potencia Disponible de las Centrales Hidroeléctricas

(*): Porcentaje de los excesos o déficit respecto a la potencia firme correspondiente.

Hechos Relevantes

Potencia Firme y Potencia Disponible de los Grupos Térmicos

Hechos Relevantes Registrados en Diciembre en el SEIN

La potencia disponible de las centrales termoeléctricas está determinada por la potencia efectiva multiplicada por las horas disponibles de las unidades, dividida entre las horas totales del mes. El cuadro muestra la potencia disponible de las centrales térmicas que durante el mes de diciembre del 2010, tuvieron horas de indisponibilidad (programada o fortuita). Para el resto de centrales termoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva.

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria , División de Generación y Transmisión Eléctrica Av. Canadá 1460, Lima 41, Perú / Teléfonos: 224 0487 - 224 0488, Fax: 224 0491

E-mail: / web: http://www2.osinerg.gob.pe [email protected] Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

Potencia Firme vs Potencia Media de HP

MW

PF PM HP Desviaciones

Empresa Potencia Firme (MW)Pot. Media en HP

(MW)Exceso (MW)

Déficit (MW)% (*)

Celepsa 217,4 190,5 - 26,9 12,4%

Chinango 165,3 176,2 - - 0,0%

E. Santa Cruz 4,5 10,8 4,1 - 91,1%

Edegel 552,7 469,2 - 83,5 15,1%

Egasa 175,1 119,7 - 55,4 31,6%

Egemsa 88,8 84,4 - 4,4 5,0%

Egenor 353,4 309,0 - 44,4 12,6%

Egesur 34,9 19,5 - 15,4 44,1%

Electroperú 886,0 773,2 - 112,8 12,7%

Enersur 136,8 120,3 - 16,5 12,1%

GEPSA 2,8 - - 2,8 100,0%

MAJA Energía 1,9 1,5 - 0,4 21,1%

S. M. Corona 19,6 17,7 - 1,9 9,7%

San Gabán 113,1 103,0 - 10,1 8,9%

SINERSA 7,6 1,5 - 6,1 80,3%

SN Power Perú 257,3 199,1 - 58,2 22,6%

TOTAL 3 017,3 2 595,6 - 421,7 14,0%

ESTATAL 1 302,4 1 110,7 - 191,7 14,7%

PRIVADA 1 714,8 1 484,9 - 229,9 13,4%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

E. S

anta

Cru

z

SIN

ER

SA

Egesu

r

Egasa

SN

Pow

er

Perú

MA

JA E

nerg

ía

Edegel

Ele

ctro

perú

Egenor

Cele

psa

Eners

ur

S. M

. C

oro

na

San G

abán

Egem

sa

Chin

ango

GE

PS

A

Empresa Central UnidadPotencia Horas Man Horas Ind Tot Horas Tot Horas Potencia Potencia Exceso Déficit %

Efec.(MW) Programa Fortuita Indisp Disp Firme (MW) Disp.(MW) (MW) (MW) (*)

Egasa CHILINA SULZER1 5,1 744,0 - 744,0 - 5,0 - - 5,0 -100,00%

Egasa CHILINA TV 2 6,2 456,0 - 456,0 288,0 5,8 2,3 - 3,5 -60,50%

Egasa CHILINA TV 3 9,9 526,9 - 526,9 217,1 9,4 3,0 - 6,4 -68,20%

Egasa MOLLENDO MIR1 8,9 744,0 - 744,0 - 8,3 - - 8,3 -100,00%

Egasa MOLLENDO MIR3 10,7 351,5 - 351,5 392,5 10,4 5,40 - 5,0 -48,20%

Egenor CHICLAYO OESTE GMT1 4,2 744,0 - 744,0 - 4,1 - - 4,1 -100,00%

Egenor CHICLAYO OESTE GMT2 3,8 606,8 - 606,8 137,2 3,1 0,7 - 2,4 -77,60%

Egenor CHICLAYO OESTE GMT3 2,5 354,9 - 354,9 389,1 2,1 2,1 - - -1,60%

Egenor CHICLAYO OESTE SULZER-2 4,5 744,0 - 744,0 - 4,2 - - 4,2 -100,00%

Egenor PAITA EMD-1 2,1 744,0 - 744,0 - 2,0 - - 2,0 -100,00%

Egenor PAITA SKODA-2 y SKODA-3 1,7 744,0 - 744,0 - 1,7 - - 1,7 -100,00%

Egenor PIURA GMT1 4,1 744,0 - 744,0 - 3,5 - - 3,5 -100,00%

Egenor PIURA TG1 17,1 362,5 - 362,5 381,5 16,6 10,5 - 6,1 -36,60%

Egenor SULLANA ALCO-2, ALCO-3 y ALCO-5 6,4 744,0 - 744,0 - 6,4 - - 6,3 -100,00%

San Gabán BELLAVISTA MAN 1 1,7 744,0 - 744,0 - 1,7 - - 1,7 -100,00%

Empresa Central GrupoPotencia Efectiva

(MW)Inicio Final Motivo y Observaciones

Grupo Térmico

Egasa Chilina TV 2 6,2 01-12-10 00:00 20-12-10 00:00 Revisión del sistema de combustión en los quemadores del caldero 2 (indisponible como caldero).

Egasa Chilina TV 3 9,9 04-12-10 01:07 26-12-10 00:00 Corrección de fuga de gases en caldero 3

Egasa Chilina SULZER1 5,1 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Cambio de monoblock.

Egasa Mollendo MIR1 8,9 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 A la espera de la llegada de repuestos.

Egasa Mollendo MIR3 10,7 01-12-10 00:36 15-12-10 16:06 Inspección de tolerancias de anillos de cajas de válvulas y revisión de asientos de cajas de válvula.

Egenor Chiclayo Oeste GMT3 2,5 17-12-10 05:07 01-01-11 00:00 Mantenimiento a gobernador

Egenor Chiclayo Oeste GMT1 4,2 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Inspección muñón de biela UP 07 Y 14, GMT 01.

Egenor Chiclayo Oeste GMT2 3,8 06-12-10 17:13 01-01-11 00:00 Inspección culata UP 14, GMT 02.

Egenor Chiclayo Oeste SULZER-2 4,5 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Rectificado muñón de biela UP 1L Y 1R SULZER 02.

Egenor Paita EMD-1 2,1 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Mantenimiento, desmontaje/montaje generador (correctivo)

Egenor Paita SKODA-2 y SKODA-3 1,7 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Mantenimiento UP, inspección UP 4, 5, 7 y 8 (correctivo).

Egenor Piura GMT1 4,1 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Cambio de culata UP 08, GMT 01. Inspección de culata UP 02 y 03, GMT 01.

Egenor Piura TG TG1 17,1 14-12-10 10:00 29-12-10 12:27 Mantenimiento a bomba de combustible

Egenor Sullana ALCO-2, ALCO-3 y ALCO-5 6,4 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00Mantenimiento unidades de potencia, ALCO 02. Mantenimiento UP sistema refrigeración y inspección turbocompresor, ALCO 03 y 05.

Electroperú Yarinacocha CENTRAL 24,0 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Mantenimiento mayor - según comunicación -Carta Electro Ucayali/g-1671-2010 del 02.08.2010

San Gabán Bellavista MAN 1 1,7 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 En espera de mantenimiento mayor

Grupo Hidráulico

Egasa Charcani V G2 46,6 01-12-10 00:00 01-01-11 00:00 Cambio de junta Nomex y reapriete cuñas radiales del estator, reparación de cabezas de bobina y aislamiento del generador

Egesur Aricota G3 12,4 03-12-10 06:05 10-12-10 12:45 Mantenimiento del sistema de refrigeración de la unidad

Electroperú Mantaro G1 101,0 04-12-10 07:21 19-12-10 08:35Mantenimiento preventivo y Ctrl. sistemáticos. Mantenimiento mayor turbina. Cambio de regulador de tensión y sistema de excitación.

SN Power Perú Yaupi G3 20,0 01-12-10 00:00 10-12-10 16:06 Cambio de reguladores de tensión y velocidad

Otros

Maja Energía Roncador G2 1,9 11-12-10 00:00 Entrada en Operación Comercial

Sector Eléctrico Sector Eléctrico Reporte Operación del · 2011. 2. 7. · Reporte Estadístico...

Documents

Transcript of Sector Eléctrico Sector Eléctrico Reporte Operación del · 2011. 2. 7. · Reporte Estadístico...