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
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%.
Operación del Sector Eléctrico
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
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
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
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
0
50
100
150
200
250
300
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
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, 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
$/k
W.h
0
1
1
2
2
3
3
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
dic
-09
en
e-1
0
feb
-10
ma
r-1
0
ab
r-1
0
ma
y-1
0
jun
-10
jul-1
0
ag
o-1
0
se
p-1
0
oct-
10
no
v-1
0
dic
-10
0
1
2
3
4
5
dic
-09
ene-1
0
feb-1
0
mar-
10
abr-
10
may-
10
jun-1
0
jul-10
ago-1
0
sep-1
0
oct
-10
nov-
10
dic
-10
0
1
1
2
2
3
3
4
dic
-09
en
e-1
0
feb-1
0
mar-
10
abr-
10
may-
10
jun-1
0
jul-10
ag
o-1
0
sep-1
0
oct
-10
nov-
10
dic
-10
2,50
2,70
2,90
3,10
3,30
3,50
3,70
dic
-09
ene-1
0
feb-1
0
mar-
10
abr-
10
may-
10
jun-1
0
jul-10
ago-1
0
sep-1
0
oct
-10
nov-
10
dic
-10
Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN
Costos Variables de Operación
6 Operación del Sector Eléctrico
Costos Marginales Proyectados
Transferencia de Energía Activa
Nota1: Los montos de transferencia de energía activa incluyen los pagos por entregas y retiros de energía activa y por los servicios complementarios.Nota2: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energías realizadas en las barras de transferencia.Nota3: Los montos de retiros de las empresas distribuidoras sin contrato, se han prorrateado entre todas las empresas generadoras de acuerdo con el Decreto de Urgencia 049-2008.
Costos Variables de Operación de las Centrales que operan con Gas Natural y Carbón
Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 2010, para el periodo comprendido entre julio 2010 a junio 2011.
En diciembre, los costos marginales estuvieron 5,6% sobre los precios proyectados por
el COES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica variación
estacional entre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en el primer
periodo se espera que éstos varíen entre 1,66 y 5,14 ctv US$/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
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
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
8 Operación del Sector Eléctrico
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
Top Related