Sector Eléctrico Reporte Operación del...Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y...
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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 ENERO 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 Enero (TC = 2,857 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 enero, la producción total de energía en el SEIN se incrementó 5,9% 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 21,6% correspondiente al presente mes.
La producción de energía hidráulica del SEIN, durante el mes de enero, muestra un predominio con 67,9% del total de la energía producida y ha disminuido su
participación en 2,2% respecto al mismo mes del año anterior. Con relación al mes anterior, se observa un aumento en la participación hidráulica debido a una mayor
disponibilidad del volumen de agua en las lagunas de Junín y de Edegel.
Reporte Estadístico
Operación del Sector Eléctrico
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: Enero, 2010
Año 11, Marzo 2010
1 810,0 - - - - - 1 810,0
1 763,6 - - - - - 1 763,6
708,6 - - - - - 708,6
656,8 - - - - - 656,8
83,1 - - - - - 83,1
65,2 - - - - - 65,2
46,1 - - - - - 46,1
26,7 - - - - - 26,7
12,7 - - - - - 12,7
4,3 - - - - - 4,3
4,7 - - - - - 4,7
- - - - - - -
2 665,2 - - - - - 2 665,2
2 516,7 - - - - - 2 516,7
5,9% - - - - - 5,9%
Hidroeléctrica Hidro2010
Diesel
Gas Natural
Termoeléctrica
Carbón
Residual
Periodo 2010
Variación 2010/2009
Periodo 2009
2009
Bagazo
Fuentes de Producción Año
I Trimestre III
Trimestre A cumulado
Ene-2010II
TrimestreIV
Trimestre
Renovable
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
Enero Febrero Marzo
Producción del SEIN por Tipo de Combustible Enero 2010/2009
Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo
70,1%
26,1%
2,5%1,1%
0,2%
67,9%
26,6%
3,1%1,7%
0,5%
0,2%
Enero2009
Enero2010
2
En enero, 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 25,2% a 24,8%, así como Edegel que también disminuyó su participación de 30,3% a 20,7%, mientras Enersur aumentó su participación de 12,7% a 15,8% así como Kallpa que aumentó su participación de 3,9% a 5,2% debido a una mayor producción.
En enero, la producción de las plantas a gas natural representaron el 26,6% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 28,0%. Las plantas a carbón representaron el 3,1% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron 2,2%.
En enero, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 29 a las 19:45 horas y alcanzó 4 290,5 MW, lo cual representó un 4,87% de aumento respecto a la máxima demanda de enero de
2009. Con relación al mes de diciembre la máxima demanda disminuyó en 0,7%.La generación hidroeléctrica, en la cobertura de la máxima demanda del SEIN, no ha sufrido mayores variaciones desde el año 2002; sin embargo, su participación ha decrecido a favor del
incremento de la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 14,9% a 42,0% desde dicho año. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN, ha aumentado a 33,0% respecto a la registr ada en enero del año anterior, cuyo valor
registrado fue de 28,9%.
Operación del Sector Eléctrico
Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación
Máxima Demanda
(*): La empresa Agro Industrial Paramonga (AIPSA) está en pruebas con su CT Paramonga desde el 15 de diciembre.(**): La empresa Compañía Eléctrica El Platanal (CELEPSA) está en pruebas con su CH Platanal desde el 17 de diciembre.
Producción de Energía Eléctrica por Empresa
EmpresaAcumulado
Ene-10Acumulado
Ene-09Variación
(2010/2009)
Producción de Energia SEIN (GW.h)
Ene-09
AIPSA (*) 4,7 4,7 - -
Cahua 53,9 53,9 48,4 11,3%
CELEPSA (**) 0,3 0,3 - -
Chinango 126,8 126,8 - -
Edegel 550,7 550,7 763,4 -27,9%
Eepsa 59,3 59,3 23,4 152,7%
Egasa 60,1 60,1 60,8 -1,2%
Egemsa 51,0 51,0 62,1 -17,9%
Egenor 242,5 242,5 235,6 2,9%
Egesur 8,5 8,5 9,0 -6,3%
E. Santa Cruz 4,5 4,5 -
Electroandes 107,8 107,8 90,4 19,3%
Electroperú 661,2 661,2 633,7 4,3%
Enersur 422,4 422,4 319,5 32,2%
GEPSA 4,1 4,1 -
Kallpa 138,9 138,9 98,2 41,5%
San Gabán 77,0 77,0 81,1 -5,0%
SDF Energía 5,7 5,7 0,3 1544,7%
Shougesa 0,3 0,3 1,9 -84,5%
S. M. Corona 12,4 12,4 14,1 -11,5%
Termoselva 73,2 73,2 74,9 -2,3%
Total 2 665,2 2 665,2 2 516,7 5,9%
-
-
% % % %GW.h GW.h GW.hGW.h
Gas Natural Carbón Residual DieselEmpresa
Producción Termoeléctrica por Tipo de Combustible
%GW.h
Bagazo
Renovable
AIPSA - - - - - - - - 4,73 100,0%
Cahua - - - - - - - - - -
Celepsa - - - - - - - - - -
Chinango S.A.C. - - - - - - - - - -
Edegel 210,7 29,7% - - - - 0,11 0,9% - -
Eepsa 59,3 8,4% - - - - - - - -
Egasa - - - - 6,2 13,4% 0,43 3,4% - -
Egemsa - - - - - - 0,03 0,2% - -
Egenor - - - - 4,0 8,7% 0,20 1,6% - -
Egesur - - - - - - - - - -
E. Santa Cruz - - - - - - - - - -
Electroandes - - - - - - - - - -
Electroperú - - - - 2,6 5,7% 8,10 63,7% - -
Enersur 220,9 31,2% 83,1 100,0% 33,0 71,5% 3,78 29,7% - -
GEPSA - - - - - - - - - -
Kallpa 138,9 19,6% - - - - - - - -
San Gabán - - - - - - 0,06 0,5% - -
SDF Energía 5,7 0,8% - - - - - - - -
Shougesa - - - - 0,3 0,6% 0,01 0,1% - -
S. M. Corona - - - - - - - - - -
Termoselva 73,2 10,3% - - - - - - - -
Total 708,6 100,0% 83,1 100,0% 46,1 100,0% 12,7 100,0% 4,7 100,0%
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
%
MD a Ene
Hid. Term. Total Hid. Term. Total Hid. Term. Total
Meses
Cobertura de la Máxima Demanda - (MW)
SEIN Variación2010 / 2009
%2010 2009
2 482 1 801 8 4 290 2 648 1 444 - 4 091 -6,3% 24,7% - 4,9%
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
- - - - - - - - - - - -
2 482 1 801 8 4 290 2 648 1 444 - 4 091 -6,3% 24,7% - 4,9%
57,8% 42,0% 0,2% 100,0% 64,7% 35,3% - 100,0%
Renov. Renov. Renov.
Evolución de la Producción de Energía por Fuente de Generación y Tipo de Combustible - Enero 2010
HIDRO GAS NATURAL CS CARBON RESIDUAL DIESEL BAGAZO
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
Feb
-09
Ma
r-09
Ab
r-09
Ma
y-0
9
Jun
-09
Jul-
09
Ag
o-0
9
Se
p-0
9
Oct-
09
Nov
-09
Dic
-09
En
e-1
0
GW
.h
64,7%
28,9%
3,3%1,8%1,3%
57,8%
33,0%
3,2%
3,4%
2,4%
0,2%
Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación y Tipo de Combustible en Enero 2010/2009
Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable
Enero2009
Enero2010
Producción de Energía por Empresa Enero 2010
Egenor9,1%
San Gabán2,9%
Kallpa5,2%
S. M. Corona0,5%
Cahua2,0%
Egesur0,3% E. Santa Cruz
0,2%
Egasa2,3%
Egemsa1,9%
AIPSA0,2%
CELEPSA0,01%
Chinango4,8%
Edegel20,7%
Eepsa2,2%
Electroandes4,0%
Electroperú24,8%
Enersur15,8%
GEPSA0,2%
SDF Energía0,2%
Shougesa0,01%Termosel va
2,7%
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
3
Electroperú aumentó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 22,0% a 22,1% con relación al año 2009, así mismo Enersur aumentó su
participación de 12,7% a 17,7%.
Despacho de Centrales para la Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN
Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la C.T. ILO 1 con combustible DIESEL y costo variable de 12,8 ctv US$/kW.h.
El costo variable de esta central superó el costo marginal límite, definido en la Resolución Ministerial Nº 607-2008-MEM/DM, por lo cual el COES consideró como costo
marginal el máximo permitido para todas las barras de transferencia.
La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de enero de 2010 representó el 75,2% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponible
de 24,8%.
(*) 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
AIPSA - - 8,0 8,0
Cahua 79,3 - - 79,3
Chinango 192,6 - - 192,6
Edegel 442,2 432,5 - 874,6
Eepsa - 114,1 - 114,1
Egasa 125,1 28,4 - 153,5
Egemsa 5,1 4,4 - 9,5
Egenor 337,5 14,6 - 352,1
Egesur 29,8 - - 29,8
E. Santa Cruz 6,0 - - 6,0
Electroandes 171,1 - - 171,1
Electroperú 878,4 68,2 - 946,6
Enersur 136,4 622,2 - 758,6
GEPSA 5,0 - - 5,0
Kallpa - 319,4 - 319,4
San Gabán 56,1 - - 56,1
SDF Energía - 26,4 - 26,4
S. M. Corona 17,3 - - 17,3
Termoselva - 170,4 - 170,4
Total 2 481,9 1 800,5 8,0 4 290,5
Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Total
Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) Enero 2010
Renovable
TensiónBarra de Transferencia CMg (ctv US$/kW.h)
Talara 220 11,0
Piura 220 11,0
Trujillo Norte 220 11,0
Santa Rosa 220 11,0
Cajamarquilla 220 11,0
Huayucachi 220 11,0
Independencia 220 11,0
Aguaytía 220 11,0
Marcona 220 11,0
Socabaya 138 11,0
Cerro Verde 138 11,0
Montalvo 220 11,0
Toquepala 138 11,0
Los Heroes 220 11,0
Puno 220 11,0
San Gabán 138 11,0
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
MesesMáxima
Demanda (MW)
Var %
PF/MD-1
Potencia Despachada (*)
(MW)
FirmePotencia Firme(MW)
4 290,5 5 707,2 4 966,3 33,0%
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
- - - -
Cobertura de la Máxima Demanda del S
Enero 2010
IN por Empresas
0,2%Cahua1,8% Chinango
4,5%
Edegel20,4%
Eepsa2,7%
Egasa3,6%
Egemsa0,2%
Egenor8,2%
Eges ur0,7%
E. Santa Cruz0,1%
El ectroandes4,0%
Electroperú22,1%
Enersur17,7%
GEPSA0,1%
Kallpa7,4%
San Gabán1,3%
SDF Energía0,6%
S. M. Corona0,4%
Termoselva4,0%
AIPSA
Despacho de Generación para el Día de Máxima Demanda Viernes 29 de enero del 2010
MW
Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Max Demanda
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 50000:1
5
01:0
0
01:4
5
02:3
0
03:1
5
04:0
0
04:4
5
05:3
0
06:1
5
07:0
007:0
0
07:4
5
08:3
0
09:1
5
10:0
0
10:4
5
11:3
0
12:1
5
13:0
0
13:4
5
14:3
0
15:1
5
16:0
0
16:4
5
17:3
0
18:1
5
19:0
0
19:4
5
20:3
0
21:1
5
22:0
0
22:4
5
23:3
0
4 290,5
Máxima Demanda, Potencia Firme y Potencia Firme Despachada
Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada
MW
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
En
e-0
9
Fe
b-0
9
Ma
r-0
9
Ab
r-0
9
Ma
y-0
9
Jun
-09
Ju
l-0
9
Ag
o-0
9
Se
p-0
9
Oct-
09
No
v-0
9
Dic
-09
En
e-1
0
Volúmenes Almacenados
Caudal Natural
4 Operación del Sector Eléctrico
El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en enero, fue mayor en 38,5% con relación a diciembre del 2009. Así mismo, el caudal natural
conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser mayor en 12,3% con relación a diciembre del 2009.
Lago Junín - Lagunas Edegel
El volumen de agua registrado en el lago Junín en enero del 2010, aumentó en 40,1% con relación al mes anterior. Así mismo, el volumen de agua registrado en las
lagunas de Edegel en enero, fue mayor en 16,7% con relación a diciembre.
Laguna Aricota – Cuenca Río Chili
El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en enero, ha sido menor en 1,3% con relación al mes de diciembre.
En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe y Pillones) el volumen de agua registrado en enero del 2010, fue mayor en 48,5%
con relación al mes anterior de diciembre.
Río Mantaro - Ríos Rímac y Santa Eulalia
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Caudal Natural Río Mantaro
m3
/s
Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
0
10
20
30
40
50
60
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
m3/
s
Caudal Natural Río Rímac y Santa Eulalia
Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010
0
50
100
150
200
250
300
350
400
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500
50
100
150
200
250
300
Volumen Útil de las lagunas de Edegel
m
3M
illo
ne
s d
e
Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010
Volumen Útil del lago Junín
m
3M
illo
ne
s d
e
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
0
150
170
190
210
230
250
270
290
0
50
100
150
200
250
300
350
Volumen Útil Cuenca Río Chili
m
3M
illo
ne
s d
e
Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oc t Nov Dic
Volumen Útil laguna Aricota
m
3M
illo
ne
s d
e
Max (2002-2009) Min (2002-2009) 2010
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oc t Nov Dic
Costos Marginales de Energía
5
El valor promedio ponderado mensual del costo marginal de energía para el SEIN correspondiente al mes de enero del 2010, fue 13% menor respecto al valor registrado
el mismo mes del 2009, debido principalmente a una mayor producción de las centrales hidroeléctricas.
Costos Marginales y Precios Regulados de Energía – SEIN
En enero el costo marginal en las horas de punta aumentó en 1,8% respecto al mes anterior, en las horas fuera de punta el aumento fue de 64,0%. El costo marginal en
horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue 145,1% mayor.
En enero el precio regulado de energía (PR) fue 34,5% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes.
Cmg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
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, en aplicación del D.U. 049-2008.
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Ponderado a Enero
Meses
Costos MarginalesVariación
(ctv US$/kW.h)
SEIN 2010 SEIN 2009 %
2,32 2,67 - 13%
2,32 2,67 - 13%
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
- - -
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
CMg PR CMg PR CMg PR
Ponderado
Costos Marginales y Precios Regulados de Energía (ctv US$/kW.h)
MesesHora Punta Fuera de Punta
Enero 4,46 3,60 1,82 3,00 2,32 3,12
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
- - - - - -
Producción de Energía vs Costos Marginales SEIN
Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Costo Marginal
US$
/kW
.h
% P
art
icip
ació
n
Ene-0
9
Fe
b-0
9
Mar-
09
Abr-
09
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09
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9
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9
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9
Sep-0
9
Oct
-09
Nov-
09
Dic
-09
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
1
2
3
4
5
6
7
Bagazo
Ene-1
0
Costos Marginales del SEIN
ctv
US
$/k
W.h
Punta F,Punta Ponderado CMg
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Ene-0
9
Fe
b-0
9
Ma
r-0
9
Abr-
09
Ma
y-0
9
Jun-0
9
Jul-0
9
Ago-0
9
Sep-0
9
Oct
-09
No
v-0
9
Dic
-09
Ene-1
0
ctv
US$
/kW
.h
Precio Regulado Costo Marginal
Precios Regulados vs, Costos Marginales Precios Regulados del SEIN
Punta F,Punta Ponderado
ctv
US
$/k
W.h
2,50
3,00
3,50
4,00
4,50
5,00
Ene-0
9
Fe
b-0
9
Ma
r-0
9
Abr-
09
Ma
y-0
9
Jun-0
9
Jul-0
9
Ago-0
9
Sep-0
9
Oct
-09
No
v-0
9
Dic
-09
Ene-1
0
0
1
2
3
4
5
6
7
Ene-0
9
Fe
b-0
9
Ma
r-0
9
Abr-
09
Ma
y-0
9
Jun-0
9
Jul-0
9
Ago-0
9
Sep-0
9
Oct
-09
No
v-0
9
Dic
-09
Ene-1
0
Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN
Costos Variables de Operación
6 Operación del Sector Eléctrico
Costos Marginales Proyectados
Costos Variables de Operación de las Centrales que operan con Gas Natural y Carbón
Transferencia de Energía Activa
Nota1: Los montos de transferencia de energía activa incluyen los pagos por entregas y retiros de energía activa y por los servicios complementarios.Nota2: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energías realizadas en las barras de transferencia.Nota3: Los montos de retiros de las empresas distribuidoras sin contrato, se han prorrateado entre todas las empresas generadoras de acuerdo con el Decreto de Urgencia 049-2008.
Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 2009, para el periodo comprendido entre julio 2009 a junio 2010.
En enero, los costos marginales estuvieron 64,5% sobre los precios proyectados
por el COES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica
variación estacional entre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en
el primer periodo se espera que éstos varíen entre 1,32 y 2,40 ctv US$/kW.h,
mientras que en periodo de estiaje, los mismos estarían entre 1,67 y 2,63 ctv
US$/kW.h. Los costos marginales proyectados son de carácter referencial y
brindan una señal de su posible comportamiento para los próximos meses.
Punta Fuera Punta Ponderado
Costos Marginales Proyectados(ctv US$/kW.h) Meses
Diciembre -10
Enero -11
Febrero -10
Marzo -10
Abril -10
Mayo -10
Junio -10
Julio -10
Agosto -10
Septiembre -10
Octubre -10
Noviembre -10
2,79 2,31 2,40
1,67 1,24 1,32
1,84 1,82 1,83
2,07 1,67 1,75
1,69 1,67 1,67
1,72 1,67 1,68
1,73 1,69 1,70
2,66 2,62 2,63
1,69 1,68 1,68
2,57 2,56 2,57
1,69 1,67 1,67
1,64 1,59 1,60
Ago-09
Sep-09
Oct-09
Nov-09
Ejecutado Punta
Ejecutado FueraPunta
EjecutadoPonderado
Proyectado Ponderado
COES
Desviación respecto al Proyectado
COES
Meses
Costos Marginales Ejecutados y Proyectados (ctv US$/kW.h)
Dic-09
3,85 3,27 3,39 5,59 -39,4%
3,91 3,55 3,62 10,54 -65,7%
2,56 1,84 1,98 1,81 9,4%
3,15 1,77 2,04 1,97 3,6%
4,38 1,11 1,72 1,95 -11,8%
4,46 1,82 2,32 1,41 64,5%Ene-10
Ene-10
Feb-10
Mar-10
Abr-10
May-10
Jun-10
Jul-10
Ago-10
Sep-10
Oct-10
Nov-10
Dic-10
AguaytíaMalacas
(TG1) Malacas(TGN4)
Sta. Rosa West
Sta. Rosa(UTI)
Chilca (TGI) Ilo 2
Meses
Costos Variables de Operación de Centrales a Gas Natural y Carbón (ctv US$/kW.h)
Ventanilla(CC)
2,48 10,49 6,31 1,61 1,24 3,11 3,78 0,37 5,54
Entregas Retiros Venta Compra
GW.h Miles de US$Empresa
Electroperú 652,9 539,9 - 2 655,8
Edegel 544,1 542,5 - 2 560,6
Enersur 374,8 404,3 5 237,5 -
Egenor 231,1 224,5 - 11,8
Electroandes 159,5 90,6 622,9 -
Kallpa 138,7 295,2 - 4 553,8
Chinango 124,0 74,3 328,6 -
Termoselva 72,5 82,0 386,3 -
Egasa 58,5 70,2 - 81,7
San Gabán 57,7 1,3 859,2 -
Eepsa 52,3 41,8 2 903,2 -
S. M. Corona 12,8 10,0 - 30,1
Egesur 8,2 10,8 - 12,5
SDF Energía 5,6 9,9 - 124,6
E. Santa Cruz 4,5 - 87,6 -
GEPSA 4,0 - 79,4 -
Celepsa 0,6 0,4 2,2 -
Cahua - 1,0 - 25,2
Retiros sin Contrato - 13,1 - -
Shougesa - 26,3 268,4 -
Egemsa ( 0,4) 13,3 - 719,4
Saldo Res. - 50,1 - -
Total 2 501,4 2 501,4 10 775,4 10 775,4
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Mar-
09
Abr-
09
May-
09
Jun-0
9
Jul-09
Ago-0
9
Sep-0
9
Oct
-09
Nov-
09
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
Ene-1
1
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
$/k
W.h
0,0
1, 0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Aguaytía Malacas (TGN4) Kal lpa Ventanilla (CC)
Sta. Rosa West Sta. Rosa (UTI)Chi lca (TG1) Ilo 2Malacas (TG1)
Ene
-10
Feb
-09
Mar
-09
Abr
-09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9
Ago
-09
Sep
-09
Oct
-09
Nov
-09
Dic
-09
Transferencia de Energía Activa del SEIN - Enero 2010
GW
.h
GW.h Entregas GW.h Retiros
Kallpa(TG1)
100
200
300
400
500
600
700
0
Ele
ctr
ope
rú
Ed
eg
el
Ene
rsur
Eg
en
or
Ele
ctr
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es
Kallp
a
Chin
an
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Term
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a
Ega
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Sa
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S. M
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Eg
es
ur
SD
F E
nerg
ía
E.
San
ta C
ruz
GE
PS
A
Cele
psa
C
ahua
Cele
psa
Shougesa
Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión
7
En enero del 2010, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión fue alrededor de 21,7 millones de US$. Dicho monto está constituido en un 30,9%
( 6 699,9 / 21 661,7 ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT, mientras que, el 69,1% corresponde a los cargos
adicionales establecidos por el D.L. 1041, D.U. 049-2008 y D.U.038-2009.
PCSPT
Potencia Firme por Empresa
El total de Potencia Firme registrada en enero aumentó en 0,2% respecto al mes
de diciembre; de los cuales 2 773,6 MW fueron hidráulicos y 2 933,6 MW térmicos.
Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron Edegel,
Enersur y Electroperú con 25,5%, 17,9% y 17,3% respectivamente.
Potencia Firme
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
Transferencia de Potencia
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 EléctricaLos valores resultados no incluyen la deducción de saldos de los meses pasados.
En enero del 2010, las transferencias por potencia entre integrantes del COES-
SINAC fueron del orden de 2,1 millones de US$.
CSS: Compensación por Seguridad de SuministroCGA: Compensación por Generación Adicional
Cahua 80,0 - 80,0
Chinango 165,6 - 165,6
Edegel 551,2 904,4 1 455,6
Eepsa - 132,3 132,3
Egasa 169,8 144,5 314,3
Egemsa 88,8 11,2 100,0
Egenor 345,2 111,1 456,3
Egesur 34,9 25,5 60,4
E. Santa Cruz 2,0 - 2,0
Electroandes 177,4 - 177,4
Electroperú 886,0 101,3 987,3
Enersur 136,8 882,5 1 019,3
GEPSA 3,3 - 3,3
Kallpa - 362,0 362,0
San Gabán 113,1 14,0 127,1
SDF Energía - 7,7 7,7
Shougesa - 61,6 61,6
S. M. Corona 19,6 - 19,6
Termoselva - 175,3 175,3
Total en el mes 2 773,6 2 933,6 5 707,2
Potencia Firme (MW) - Enero 2009Empresa
TérmicaHidráulica Total
-
Edegel 1 438,3 2 480,1 - 190,5 49,2 384,9 4 543,0
Electroperú 1 392,1 2 400,5 - 184,4 47,6 514,4 4 539,1
ENERSUR 1 086,3 1 873,2 - 143,9 37,1 461,3 3 601,9
Kallpa 829,6 1 430,5 - 109,9 28,4 221,3 2 619,5
Egenor 597,3 1 029,9 - 79,1 20,4 195,7 1 922,5
Electroandes 253,7 437,4 - 33,6 8,7 59,1 792,4
Termoselva 200,4 345,6 - 26,6 6,9 123,1 702,6
Chinango 217,3 374,8 - 28,8 7,4 41,2 669,5
Egasa 195,5 337,0 - 25,9 6,7 89,4 654,4
Eepsa 145,1 250,2 - 19,2 5,0 22,0 441,4
Egemsa 119,5 206,0 - 15,8 4,1 44,64 390,0
Shougesa 74,6 128,6 - 9,9 2,5 69,2 284,7
San Gabán 73,9 127,4 - 9,8 2,5 26,5 240,1
S. M. Corona 34,9 60,9 - 4,7 1,2 12,3 114,0
SDF Energía 22,0 38,0 - 2,9 0,8 18,4 82,1
Egesur 18,9 32,6 - 2,5 0,6 7,9 62,6
GEPSA 0,3 0,6 - 0,0 0,0 0,0 1,0
E. Santa Cruz 0,3 0,5 0,0 0,0 0,0 0,9
Total 6 699,9 11 553,8 - 887,6 229,1 2 291,4 21 661,7
Empresa
CCVOA-CMGSPT
Pago (Miles de US$)
Cargos adicionales
CCVOA-RSC CTGN CSS CGATotal
Edegel 875,2 -
Electroandes 429,1 -
San Gabán 331,1 -
Enersur 241,3 -
Egesur 58,6 -
Chinango 57,0 -
GEPSA 22,2 -
Termoselva 20,3 -
E. Santa Cruz 19,8 -
Eepsa 15,2 -
Egemsa - 2,3
Egasa - 15,6
S. M. Corona - 20,7
SDF Energía - 36,3
Electroperú - 137,5
Shougesa - 153,3
Egenor - 213,5
Kallpa - 1 490,6
Total 2 069,9 2 069,9
Venta CompraEmpresa
Miles de US$ Transferencia de Potencia - Enero 2010
Mil
es
de
US
$
Venta Compra
875,2
1 490,6-600
-400
-200
0
200
400
600
800
Edeg
el
Elec
troan
des
San
Gab
án
Ener
sur
Eges
ur
Chi
nang
o
GEP
SA
Term
osel
va
E. S
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Cru
z
Eeps
a
Egem
sa
Egas
a
S. M
. Cor
ona
SDF
Ener
gía
Elec
trope
rú
Shou
gesa
Egen
or
Kallp
a
Pago por peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión
Enero 2010
Mil
es
de
US
$
SPT Cargos Adicionales
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
Ed
eg
el
Ele
ctr
op
erú
EN
ER
SU
R
Ka
llpa
Eg
eno
r
Ele
ctr
oa
nd
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Term
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a
Chin
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Sh
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S.
M. C
oro
na
SD
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ne
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Eg
esur
GE
PS
A
E.
Sa
nta
Cru
z
Total = 5 707,2 MW
Potencia Firme del SEIN - Enero 2010
Termoselva3,1%
S. M. Corona0,3%
San Gabán2,2%
Kallpa6,3%
GEPSA0,1%
Enersur17,9%
Electroperú17,3%
Electroandes3,1% E. Santa Cruz
0,04%
Egesur1,1%
Egenor8,0%
Egems a1,8%
Egasa5,5%
Eepsa2,3%
Edegel25,5%
Chinango2,9%
Cahua1,4%
Shougesa1,1%SDF Energía
0,1%
8 Operación del Sector Eléctrico
Potencia Firme y Potencia Disponible de las Centrales Hidroeléctricas
Nota ( * ) : Porcentaje de los excesos o déficit respecto a la potencia firme correspondiente.
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
Hechos Relevantes
Potencia Firme y Potencia Disponible de los Grupos Térmicos
Hechos Relevantes Registrados en Enero en el SEIN
Potencia Firme(MW)
Pot. Media en HP(MW)
Exceso(MW)
Déficit(MW)
%(*)
Empresa
Cahua 80,0 75,5 - 4,5 5,6%
Chinango 165,6 179,7 14,1 - 8,5%
Edegel 551,2 475,0 - 76,2 13,8%
Egasa 169,8 106,1 - 63,7 37,5%
Egemsa 88,8 67,5 - 21,3 24,0%
Egenor 345,2 350,7 5,5 - 1,6%
Egesur 34,9 24,0 - 10,9 31,2%
E. Santa Cruz 2,0 6,2 4,2 - 210,0%
Electroandes 177,4 156,8 - 20,6 11,6%
Electroperú 886,0 886,6 0,6 - 0,1%
Enersur 136,8 125,6 - 11,2 8,2%
GEPSA 3,3 5,4 2,1 - 63,6%
San Gabán 113,1 104,7 - 8,4 7,4%
S. M. Corona 19,6 16,8 - 2,8 14,3%
TOTAL 2 773,6 2 580,4 - 193,2 7,0%
ESTATAL 1 294,6 1 195,0 - 99,6 7,7%
PRIVADA 1 479,0 1 385,5 - 93,5 6,3%
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 enero del 2010, tuvieron horas de indisponibilidad
(programada o fortuita). Para el resto de centrales termoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva.
-20
80
180
280
380
480
580
680
780
880
980
0%
50%
100%
150%
200%
250%
Potencia Firme vs Potencia Media de HP
MW
PF PM HP Desviaciones
Ca
hu
a
Ch
ina
ng
o
Ed
eg
el
Eg
asa
Eg
em
sa
Eg
en
or
Eg
esu
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E. S
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Ele
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an
de
s
Ele
ctro
pe
rú
En
ers
ur
GE
PS
A
Sa
n G
ab
án
S. M
. C
oro
na
PotenciaEfe.(MW)
Horas ManPrograma
Horas IndFortuita
Tot HorasIndisp
Tot HorasDisp
PotenciaFirme (MW)
PotenciaDisp.(MW)
Exceso(MW)
Déficit(MW)
%(*)Central UnidadEmpresa
Edegel Ventanilla TV -3 C.C. 175,0 594,9 - 594,9 149,1 483,9 35,1 - 448,8 -92,70%
Edegel West TG8 198,0 230,9 - 230,9 513,1 192,9 136,6 - 56,3 -29,20%
Egasa Chilina SULZ 1 5,2 303,2 - 303,2 440,8 5,1 3,1 - 2,1 -39,40%
Egasa Chilina TV 2 6,0 528,0 - 528,0 216,0 5,9 1,8 - 4,1 -69,40%
Egasa Chilina TV 3 10,0 552,0 - 552,0 192,0 9,4 2,6 - 6,8 -72,20%
Egasa Mollendo MIR2 y MIR3 20,7 744,0 - 744,0 - 19,9 - - 19,9 -100,00%
Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT1 4,2 226,9 - 226,9 517,1 3,8 2,9 0,9- -23,40%
Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT3 y CHO_SZ2 7,0 744,0 - 744,0 - 6,1 - - 6,1 -100,00%
Egenor Chimbote CHIM1 19,0 480,0 - 480,0 264,0 18,8 6,7 - 12,1 -64,40%
Egenor Paita EMD -1 2,0 336,0 - 336,0 408,0 2,0 1,1 - 0,9 -44,30%
Egenor Paita SKODA -2 y SKODA -3 1,7 744,0 - 744,0 - 1,7 - - 1,7 -100,00%
Egenor Piura TG PIURTG1 y MIRR-4 18,9 744,0 - 744,0 - 18,1 - - 18,1 -100,00%
Egenor Sullana ALCO -2 2,2 336,0 - 336,0 408,0 2,1 1,1 - 1,0 -48,70%
Egenor Sullana ALCO -3 y ALCO -5 4,2 744,0 - 744,0 - 4,1 - - 4,1 -100,00%
Egenor Trujillo TRUJ4 20,4 741,8 - 741,8 2,2 19,8 0,1 19,7-
Electroperú Tumbes MAK2 8,5 744,0 - 744,0 - 7,5 - - 7,5 -100,00%
Electroperú Yarinacocha WAR4 6,0 442,0 - 442,0 302,0 6,0 2,4 - 3,6 -60,20%
Enersur Chilca G2 173,0 408,0 - 408,0 336,0 172,6 78,1 - 94,5 -54,80%
Enersur Ilo 1 TG2 37,5 744,0 - 744,0 - 32,1 - - 32,1 -100,00%
San Gabán Bellavista MAN 1 1,7 744,0 - 744,0 - 1,8 - - 1,8 -100,00%
San Gabán Taparachi MAN 4 1,8 644,2 - 644,2 99,8 1,8 0,2 - 1,6 -89,10%
SDF Energía Oquendo OQUENDO TG1 29,0 465,3 - 465,3 278,7 7,7 10,9 3,2 - 42,50%
Shougesa San Nicolás TV2 15,0 336,0 - 336,0 408,0 17,5 8,2 - 9,3 -53,20%
-99,70%
Grupo Térmico
Empresa Central GrupoPotencia
Efectiva (MW) Inicio Final Motivo y Observaciones
Edegel Ventanilla TV-3 C.C. 175,0 Reparación de generador y pruebas.
Edegel West TG8 198,0 Pérdida de aceite en virador del eje.
Egasa Chilina TV 2 , TV3 y SULZ1 21,2 Inspección y mantenimiento de serpentines de agua y montaje de monoblock SULZ1.
Egasa Mollendo MIR2 y MIR3 20,7 Cambio de pistones por nuevo modelo, se esta a la espera de repuestos pistones y monoblock.
Egasa Pisco TODOS 70,0 A la espera de la culminación de los trabajos de instalación del ducto de gas, a cargo de terceros.
Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT3 y CHO_SZ2 7,01 Mantenimiento 14 000 horas de operación y rectificado muñón de biela UP 1L y 1R.
Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT1 4,2 Inspección a unidades de potencia.
Egenor Chimbote CHIM1 19,0 Mantenimiento de generador.
Egenor Paita EMD-1 2,0 Desmontaje / montaje generador.
Egenor Paita SKODA-2 y SKODA-3 1,7 Inspección unidades de potencia y desmontaje / montaje generador EMD-1.
Egenor Piura y Piura TG MIRRL-4 y PIURTG1 18,9 Inspección unidades de potencia MIRR-4 y mantenimiento estator de generador PIURTG1.
Egenor Sullana ALCO-2 2,2 Mantenimiento unidades de potencia.
Egenor Sullana ALCO-3 y ALCO-5 4,2 Mantenimiento unidades de potencia.
Egenor Trujillo TRUJ4 20,4 Mantenimiento de generador y indisponible por niveles altos de ruido TG-4, solo operó 2,2 hrs el 22/02/10.
Egesur Independencia IND1, IND2, IND3 y IND4 24,0 Conversión para operación con gas natural.
Electroperú Tumbes MAK2 8,5 Mantenimiento electromecánico 24 000 horas de operación.
Electroperú Yarinacocha WAR4 6,0 Mantenimiento del sistema de comunicación PLC, sistema eléctrico, instrumentación y medición.
Enersur Chilca G2 173,0 Inspección del sistema de lubricación.
Enersur Ilo 1 TG2 37,5 Reparación de compresor de alta presión.
Grupo Hidráulico
Cahua Pariac CH - 3N y CH-4II 2,3 Mantenimiento correctivo y asentamiento de chumaceras.
Egasa Charcani V CHAV2 46,6 Inspección del generador por 8 000 horas de operación y modificación del sistema de extracción de vapores de aceite.
Otros
Egemsa Dolorespata Central 11,2 Reingreso en operación comercial.
San Gabán Bellavista MAN 1 1,7 En espera de mantenimiento mayor.
San Gabán Taparachi MAN 4 1,8 En espera de mantenimiento correctivo.
Shougesa San Nicolás TV2 15,0 Mantenimiento anual.01-02-10 00:0018-01-10 00:00
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