abreviaturas - osinerg.gob.pe · el tipo de cambio utilizado se muestra en el siguiente cuadro....
TRANSCRIPT
2
3
4
PRESENTACION ........................................................................................................................................................................................ 5 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................................................................... 6 INFORMACIÓN GENERAL ......................................................................................................................................................................... 7
ABREVIATURAS ............................................................................................................................................................................. 7 TIPO DE CAMBIO ........................................................................................................................................................................... 7 RELACIÓN DE CENTRALES POR EMPRESA ...................................................................................................................................... 8 INDICE HERFINDAHL - HIRSCHMAN (HHI) ..................................................................................................................................... 8
ESTADISTICAS ........................................................................................................................................................................................... 9 4.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN ..................................................................................................................... 10
4.1.1 POR FUENTE DE ENERGÍA .................................................................................................................................................. 10 4.1.2 POR EMPRESA ................................................................................................................................................................... 11 4.1.3 POR FUENTE DE ENERGÍA Y TIPO DE COMBUSTIBLE .......................................................................................................... 12 4.1.4 EVOLUCIÓN MENSUAL DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL SEIN .................................................................................. 14 4.1.5 EVOLUCIÓN DEL CRECIMIENTO DEL PBI Y DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA..................................................................... 14
4.2 MÁXIMA DEMANDA .................................................................................................................................................................. 15 4.2.1 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS .................................................................................. 15 4.2.2 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN ............................................................................................................ 16 4.2.3 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE ENERGÍA ................................................................... 18 4.2.4 EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA ........................................................................................................................... 18 4.2.5 POTENCIA EFECTIVA POR FUENTE DE ENERGÍA ............................................................................................................... 19
4.3 VOLÚMENES ÚTILES ALMACENADOS ......................................................................................................................................... 21 4.3.1 LAGO JUNÍN ..................................................................................................................................................................... 21 4.3.2 LAGUNAS DEL RÍMAC Y SANTA EULALIA ........................................................................................................................... 22 4.3.3 LAGUNA ARICOTA ............................................................................................................................................................ 23 4.3.4 LAGUNAS DE LA CUENCA DEL CHILI .................................................................................................................................. 24
4.4 CAUDAL NATURAL ..................................................................................................................................................................... 25 4.4.1 RÍO MANTARO ................................................................................................................................................................. 25 4.4.2 RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA.......................................................................................................................................... 26
4.5 COSTOS ...................................................................................................................................................................................... 27 4.5.1 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA - SEIN ........................................................................................ 27 4.5.2 COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA POR BLOQUES HORARIOS ......................................................................................... 27 4.5.3 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN - SEIN ....................................................................................................... 28 4.5.4 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES – SEIN ............................................................................................................... 29 4.5.6 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES – SEIN ............................................................................................................... 31
4.6 TRASFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA Y POTENCIA EN EL SEIN .................................................................................................... 32 4.6.1 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA .............................................................................................................................. 32 4.6.2 EVOLUCIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA EN EL SEIN ........................................................................................ 39 4.6.3 TRANSFERENCIA DE POTENCIA ......................................................................................................................................... 39
4.7 PAGO DE PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL Y SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN .................................... 43 4.7.1 PEAJE DE SPT Y SGT .......................................................................................................................................................... 43
4.8 POTENCIA FIRME ....................................................................................................................................................................... 45 4.8.1 POTENCIA FIRME POR EMPRESA ...................................................................................................................................... 45
4.9 ENERGÍA FIRME CONTRATADA .................................................................................................................................................. 50 4.10 EVENTOS .................................................................................................................................................................................. 52
EVOLUCIÓN DE PRINCIPALES INDICADORES .......................................................................................................................................... 54 5.1 CONCENTRACIÓN EN EL SEIN .................................................................................................................................................... 55
5.1.1 POR PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ...................................................................................................................... 55 5.2 CONCENTRACIÓN Y UTILIDAD ................................................................................................................................................... 58 5.3 CAUDAL NATURAL Y UTILIDAD .................................................................................................................................................. 61 5.4 COSTO MARGINAL Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ....................................................................................................................... 62 5.5 COSTOS MARGINALES Y CAUDAL NATURAL .............................................................................................................................. 63 5.6 COSTOS MARGINALES Y COSTOS DE PRODUCCIÓN................................................................................................................... 64 5.7 COSTOS MARGINALES Y UTILIDAD ............................................................................................................................................. 65 5.8 COSTOS MARGINALES Y MONTO GASTADO EN COMBUSTIBLE.................................................................................................. 66 5.9 COSTOS MARGINALES Y RETIROS SIN CONTRATO ...................................................................................................................... 67 5.10 TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA POR GRUPO ECONÓMICO ....................................................................................................... 68 5.11 TRANSFERENCIAS DE POTENCIA POR GRUPO ECONÓMICO ..................................................................................................... 69 5.12 TRANSFERENCIAS NETAS Y VENTAS DE ENERGÍA ..................................................................................................................... 70 5.13 TRANSFERENCIAS NETAS Y UTILIDADES ................................................................................................................................... 71 5.14 PRODUCCIÓN PROYECTADA Y PRODUCCIÓN REAL MENSUAL ................................................................................................. 72 5.15 COSTOS MARGINALES PROYECTADOS Y REALES ...................................................................................................................... 73 5.16 VOLUMEN DEL LAGO JUNÍN PROYECTADO Y REAL .................................................................................................................. 74 5.17 ENERGÍA INDISPONIBLE Y COSTOS MARGINALES ..................................................................................................................... 75
5
PRESENTACIÓN
El presente boletín contiene las estadísticas y análisis de las variables más relevantes de la operación de las instalaciones de las
empresas generadoras, integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), durante el año 2014.
El boletín presenta las estadísticas de producción anual y mensual de Energía Eléctrica en el SEIN, por empresa y grupo económico,
fuente de energía y tipo de generación eléctrica, la evolución anual de la máxima demanda del SEIN y su cobertura por empresas y por
fuente de energía, así como el despacho de las centrales de generación eléctrica, la curva de duración de carga y el diagrama de carga
de máxima y mínima demanda.
Asimismo, se presenta los volúmenes almacenados de los principales embalses estacionales del SEIN como son el lago Junín, lagunas
de las cuencas de los ríos Rímac y Santa Eulalia, lagunas de la cuenca del río Chili y la laguna Aricota, así como la evolución de los
caudales naturales en los ríos Mantaro, Rímac y Santa Eulalia.
También se muestran los costos marginales de energía como resultado de la operación del SEIN, con detalle anual, mensual y por
bloque horario, las transferencias de energía y potencia entre generadores, así como las ventas y utilidades obtenidas por las empresas
de acuerdo con su información comercial.
Del mismo modo, se presenta la evolución del pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT), que incluye la
remuneración por las instalaciones de transmisión pertenecientes al SPT, por los Cargos Adicionales que establecieron el Decreto
Legislativo N° 1041 y los Decretos de Urgencias N° 049-2008 y N° 037-2008; así mismo se presenta la evolución de la potencia firme
reconocida mensualmente a las unidades de generación por empresa y por fuente de energía.
Finalmente, se presenta un capítulo en el cual se muestran las evoluciones de los principales indicadores.
OSINERGMIN reitera su compromiso de fomentar la transparencia de la información en el sector eléctrico, para que los interesados
cuenten con una estadística de evolución del sector, descrita en forma didáctica y útil. Además, OSINERGMIN manifiesta su
agradecimiento a las empresas concesionarias de electricidad y al COES por su valioso aporte de la información remitida los días 10 de
cada mes, fuente que sirvió para la preparación del presente documento.
Lima, diciembre de 2014
6
INTRODUCCIÓN
Este boletín resume y detalla las estadísticas correspondientes a la operación del sector eléctrico del SEIN, correspondiente al año
2014, con detalle mensual y anual, según corresponda.
Estas estadísticas han sido elaboradas a partir de la información reportada por el Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional (COES), en los formatos y plazos que establece las normas legales vigentes.
La información estadística se presenta a través de cuadros que contienen información mensual o anual en forma numérica y gráficos
que muestran objetivamente la situación de la operación del sector eléctrico. La información se ha clasificado por temas, de la siguiente
manera:
Producción de Energía Eléctrica en el SEIN
Máxima Demanda
Caudal Natural
Costos
Transferencias
Peajes
Potencia Firme
Eventos
La información está organizada por tipo de empresa, por empresa, por grupo económico, por tipo de combustible de generación,
hechos relevantes, entre otros.
Como aporte a la transparencia de la información, se ha incluido un capítulo final de indicadores relevantes de la operación del sector
eléctrico durante el año 2014
7
INFORMACIÓN GENERAL
ABREVIATURAS
A continuación se detalla el significado de las abreviaturas utilizadas en el presente documento:
MAT Muy Alta Tensión: mayor a 100 kV
AT Alta Tensión: mayor o igual a 30 kV y menor o igual a 100 kV
MT Media Tensión: mayor a 1 kV y menor a 30 kV
BT Baja Tensión: menor o igual a 1kV
SPT Sistema Principal de Transmisión
SST Sistema Secundario de Transmisión
SGT Sistema Garantizado de Transmisión
SCT Sistema Complementario de Transmisión
E. Santa Rosa Eléctrica Santa Rosa
E. Santa Cruz Eléctrica Santa Cruz
SDF Energía Sudamericana de Fibras Energía S.A.C
GEPSA Generadora de Energía del Perú S.A.
AIPSA Agro Industrial Paramonga S.A.
CELEPSA Compañía Eléctrica El Platanal S.A.
SINERSA Sindicato Energético S.A.
TIPO DE CAMBIO
El tipo de cambio utilizado se muestra en el siguiente cuadro. Para información trimestral se utilizó el valor correspondiente al último mes del trimestre.
Estos valores también pueden ser utilizados por el lector con fines de comparación con la situación en otros países o con la serie histórica de otros años.
Mes Día Tasa de cambio S/./US$
Enero 31 2,822
Febrero 28 2,801
Marzo 29 2,809
Abril 30 2,809
Mayo 30 2,767
Junio 30 2,796
Julio 31 2,797
Agosto 29 2,845
Septiembre 30 2,892
Octubre 31 2,923
Noviembre 28 2,920
Diciembre 31 2,989
Fuente: Tipo de Cambio del último día hábil del mes. Página Web de la Superintendencia de Banco y Seguros (SBS)
8
RELACIÓN DE CENTRALES POR EMPRESA
Empresa Central
Aguas y Energía Perú Pias
AIPSA Paramonga
CELEPSA Platanal
Chinango Chimay
Chinango Yanango
E. Santa Cruz Huasahuasi I
E. Santa Cruz Huasahuasi II
E. Santa Cruz Santa Cruz I
E. Santa Cruz Santa Cruz II
E. Santa Rosa Purmacana
E. Santa Rosa Santa Rosa I
E. Santa Rosa Santa Rosa II
Edegel Callahuanca
Edegel Huampani
Edegel Huinco
Edegel Matucana
Edegel Moyopampa
Edegel Santa Rosa
Edegel Ventanilla
Eepsa Malacas
Egasa Charcani I
Egasa Charcani II
Egasa Charcani III
Egasa Charcani IV
Egasa Charcani V
Egasa Charcani VI
Egasa Chilina
Egasa Mollendo
Egasa Pisco
EGECSAC Canchayllo
Egemsa Dolorespata
Egemsa Machupicchu
Empresa Central
Egenor Caña Brava
Egenor Cañon Del Pato
Egenor Carhuaquero
Egenor Chiclayo Oeste
Egenor Chimbote
Egenor Paita
Egenor Piura
Egenor Piura Tg
Egenor Sullana
Egenor Trujillo
Egesur Aricota
Egesur Independencia
Eléctrica Yanapampa Yanapampa
Electro Sur Este Tamburco
Electro Sur Este Urpipata
Electroperú Mantaro
Electroperú Restitucion
Electroperú Tumbes
Energía Eólica Cupisnique
Energía Eólica Talara
Enersur Chilca I
Enersur Ilo 1
Enersur Ilo 2
Enersur RF Ilo
Enersur Yuncan
Fénix Power Fénix
GEPSA La Joya
GTS Majes Pedregal
GTS Repartición Repartición
GTS Tacna Tacna Solar
Hidrocañete Nuevo Imperial
Huanza Huanza
Empresa Central
Kallpa Kallpa
Kallpa Las Flores
MAJA Energía Roncador
MAPLE Etanol Maple
Moquegua FV Moquegua
Panamericana Solar Panamericana Solar
Parque Eólico Marcona Marcona
Petramas Huaycoloro
Río Doble Las Pizarras
Huanchor Huanchor
San Gabán Bellavista
San Gabán San Gaban
San Gabán Taparachi
SDE Piura Tablazo
SDF Energía Oquendo
Shougesa San Nicolas
SINERSA Curumuy
SINERSA Poechos
SINERSA Poechos II
Statkraft Cahua
Statkraft Gallito Ciego
Statkraft Huayllacho
Statkraft Malpaso
Statkraft Misapuquio
Statkraft Oroya
Statkraft Pachachaca
Statkraft Pariac
Statkraft San Antonio
Statkraft San Ignacio
Statkraft Yaupi
Termochilca Santo Domingo de Olleros
Termoselva Aguaytia
ÍNDICE HERFINDAHL - HIRSCHMAN (HHI)
El índice más utilizado para medir el grado de concentración en un mercado, es el índice Herfindahl-Hirschman (HHI). Este indicador combina el número de empresas (grupos empresariales) que forman parte de una industria y la participación de mercado que tiene cada una de ellas.
Para su cálculo se utiliza la siguiente fórmula:
HHI =
Donde, Si: Participación de mercado de la empresa i.
Índice Post Concentración Incremento Comentarios
HHI<1000 - Se considera un mercado desconcentrado. Las operaciones que resultan en un mercado no concentrado probablemente no tendrán efectos sobre la competencia, por lo que no requerirán mayores análisis.
1000<HHI<1800
Variación < 100 Se considera un mercado moderadamente concentrado. Las operaciones que resulten en incrementos inferiores a 100 puntos probablemente tendrán efectos negativos sobre la competencia por lo que no requerirán mayor análisis.
Variación > 100 Se considera un mercado moderadamente concentrado. Las operaciones que resulten superiores a 100 puntos posiblemente tengan efectos sobre la competencia.
HHI>1800
Variación < 50 Se considera un mercado altamente concentrado. Las operaciones que resulten en incrementos inferiores a 50 puntos, incluso en el caso de mercados altamente concentrados, probablemente tendrán efectos adversos en la competencia, por lo que no requerirán mayor análisis.
50 < Variación < 100 Se considera un mercado altamente concentrado. Las operaciones que resulten en incrementos mayores a 50 puntos y menores a 100 puntos en mercados altamente concentrados, posiblemente tengan efectos sobre la competencia.
Variación > 100 Se considera un mercado altamente concentrado. Las operaciones que resulten en incrementos mayores a 100 puntos en mercados altamente concentrados, posiblemente creen o fortalezcan una posición dominante y/o faciliten su abuso.
2Si
9
ESTADÍSTICAS
10
4.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN
4.1.1 POR FUENTE DE ENERGÍA
La producción total de energía en el SEIN correspondiente al año 2014, muestra un crecimiento de 5,4% respecto al año 2013.
La participación hidroeléctrica disminuyó en 0,6%, de otro modo la termoeléctrica aumentó en 12,7% respecto al año 2013.
Cuadro Nº 1
Meses
Producción de Energía Eléctrica - SEIN Incremento / Decremento
(GW.h) 2014 / 2013
2014 2013 (%)
Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total
Enero 1 910 1 545 35 3 489 2 077 1 185 34 3 296 (8,1%) 30,4% 2,5% 5,9%
Febrero 1 793 1 435 33 3 261 1 730 1 289 31 3 050 3,7% 11,3% 6,6% 6,9%
Marzo 1 829 1 715 28 3 572 2 045 1 257 39 3 341 (10,6%) 36,5% (29,6%) 6,9%
Abril 1 874 1 506 26 3 407 1 921 1 277 44 3 242 (2,4%) 17,9% (40,4%) 5,1%
Mayo 1 879 1 627 33 3 539 1 797 1 528 37 3 361 4,6% 6,5% (10,6%) 5,3%
Junio 1 551 1 840 35 3 425 1 652 1 579 33 3 264 (6,1%) 16,6% 3,5% 4,9%
Julio 1 532 1 941 37 3 509 1 616 1 693 35 3 344 (5,2%) 14,7% 4,2% 5,0%
Agosto 1 536 1 924 30 3 490 1 543 1 764 31 3 338 (0,4%) 9,1% (2,3%) 4,6%
Septiembre 1 609 1 784 26 3 419 1 462 1 761 25 3 248 10,1% 1,3% 6,1% 5,3%
Octubre 1 765 1 778 31 3 574 1 711 1 655 33 3 399 3,1% 7,5% (5,8%) 5,2%
Noviembre 1 772 1 703 29 3 503 1 678 1 622 40 3 340 5,6% 4,9% (27,9%) 4,9%
Diciembre 1 954 1 620 34 3 607 1 895 1 509 41 3 445 3,1% 7,3% (17,4%) 4,7%
Anual 21 003 20 417 376 41 796 21 126 18 118 423 39 667 -0,6% 12,7% -11,0% 5,4%
% 50,3% 48,8% 0,8% 100,0% 53,3% 45,7% 1,1% 100,0%
Nota: En Renovable se incluyen la producción de las centrales con recurso Biomasa (Huaycoloro, Paramonga y maple) y Solar (Tacna, Repartición, Panamericana y Majes) el resto de centrales se incluyen en Hidroeléctrica.
Gráfico Nº 1
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA 2014
Nota: El porcentaje (%) se calcula con respecto al mes de mayor producción de energía (Diciembre)
La producción de energía por tipo de generación para el año 2014, muestra el predominio de la generación hidroeléctrica en el
abastecimiento de la demanda de energía.
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
52,9
%
49,7
%
50,7
%
52,0
%
52,1
%
43,0
%
42,5
%
42,6
%
44,6
%
48,9
%
49,1
%
54,2
%
42,8
%
39,8
%
47,6
%
41,8
%
45,1
%
51,0
%
53,8
%
53,3
%
49,4
%
49,3
%
47,2
%
44,9
%
1,0%0,9%
0,8% 0,7%0,9% 1,0% 1,0% 0,8%
0,7%0,9% 0,8% 0,9%
Renovable
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
11
Edegel18,9%
Enersur17,0%
Electroperú16,8%
Kallpa14,3%
Egenor5,1%
Statkraft4,1%
Fénix Power3,6%
Egasa3,1%
CELEPSA2,8%
Chinango2,3%
San Gabán1,9%
Egemsa1,6%
Eepsa1,1%
Huanza1,1%
Termoselva0,9%
Termochilca0,9%
Egesur0,7%
SDF Energía0,5%
Otros3,2%
Cuadro Nº 2
Año Producción (GW.h) Crecimiento (%)
Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total
2001 16 807 1 656 0 18 463
2002 17 224 2 434 0 19 658 2,5% 47,0% 6,5%
2003 17 732 2 957 0 20 689 2,9% 21,5% 5,2%
2004 16 693 5 210 0 21 903 (5,9%) 76,2% 5,9%
2005 17 101 5 901 0 23 002 2,4% 13,3% 5,0%
2006 18 671 6 089 0 24 760 9,2% 3,2% 7,6%
2007 18 588 8 666 0 27 254 (0,4%) 42,3% 10,1%
2008 18 010 11 548 0 29 558 (3,1%) 33,3% 8,5%
2009 18 752 11 055 0 29 807 4,1% (4,3%) 0,8%
2010 18 965 13 381 78 32 424 1,1% 21,0% 8,8%
2011 20 404 14 726 87 35 217 7,6% 10,1% 11,2% 8,6%
2012 20 848 16 250 216 37 314 2,2% 10,3% 147,7% 6,0%
2013 21 126 18 118 423 39 667 1,3% 11,5% 96,1% 6,3%
2014 21 003 20 417 376 41 796 (0,6%) 12,7% (11,0%) 5,4%
Nota: En Renovable se incluyen la producción de las centrales con recurso Biomasa (Huaycoloro, Paramonga y Maple), Solar (Tacna, Repartición, Panamericana, Pedregal y Moquegua) y Eólica (Marcona, Cupisnique y Talara), el resto de centrales se incluyen en hidroeléctricas.
GRÁFICO Nº 2
PARTICIPACIÓN
La participación de la generación termoeléctrica en la producción de energía, se ha incrementado en los últimos años, por la instalación
de centrales termoeléctricas que operan con Gas Natural y Energía Renovable.
4.1.2 POR EMPRESA
Las empresas con mayor participación en la producción de energía fueron Edegel, Enersur y Electroperú con 18,9%, 17,0% y 16,8% del
total, respectivamente.
Gráfico Nº 3
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR EMPRESAS 2014
Nota: En Otros se incluyen a las empresas con participación menor al 0,4%, como son: Energía Eólica, E. Santa Cruz, Huanchor, Empresa Eléctrica Río Doble, AIPSA, Aguas y Energía Perú, SDE Piura, SINERSA, Parque Eólico Marcona, GEPSA, Panamericana Solar, MAPLE Etanol, GTS Majes, GTS Tacna, GTS Repartición, Petramas, Eléctrica Yanapampa, Hidrocañete, Generación Eléctrica de Junín, MAJA Energía, Moquegua FV, E. Santa Rosa, Shougesa, Electro Sur Este, EGECSAC.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
0,2% 0,2% 0,6% 1,1% 0,9%9,0% 12,4%14,3%23,8%25,7% 24,6%
31,8%39,1%37,1%
41,3%41,8%43,5%45,7%48,8%
91,0%87,6%85,7%76,2%74,3%75,4%
68,2%60,9%62,9%
58,5%57,9%55,9%53,3%50,3%
Renovable
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
12
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
54
,7%
54
,9%
51
,2%
55
,0%
53
,1%
45
,3%
43
,6%
44
,0%
47
,1%
49
,4%
50
,6%
54
,2%
41
,2%
42
,8%
46
,6%
43
,4%
45
,2%
53
,5%
55
,1%
54
,6%
50
,7%
48
,3%
46
,9%
43
,2%
2,2% 0,8% 1,0% 0,5% 0,2%0,5% 0,1% 0,2% 0,0%0,3% 0,3% 0,2% 0,2% 0,4% 0,1%1,1% 1,1% 0,8% 0,9% 1,1% 1,2% 1,3% 1,4% 2,1% 2,3% 2,5% 2,6%
Renovables
Diesel
Residual
Carbón
Gas Natural
Hidráulica
88%
90%
92%
94%
96%
98%
100%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
93,1
%
97,3
%
97,0
%
98,2
%
98,8
%
99,9
%
100,
0%
100,
0%
99,8
%
99,9
%
100,
0%
99,9
%
5,1%
1,8% 2,0%1,1% 0,3%1,1%
0,2%0,4%
0,1% 0,1%0,7% 0,7% 0,6% 0,6% 0,8%
0,1% 0,2% 0,1% 0,1%
Diesel
Residual
Carbón
Gas Natural
4.1.3 POR FUENTE DE ENERGÍA Y TIPO DE COMBUSTIBLE
En el siguiente cuadro se muestra la evolución mensual de la producción de energía del SEIN por fuente de energía durante el año
2014.
Cuadro Nº 3
Fuente de energía GW.h
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
HIDRO 1 910 1 793 1 829 1 874 1 879 1 551 1 532 1 536 1 609 1 765 1 772 1 954
GAS NATURAL 1 439 1 396 1 664 1 477 1 600 1 833 1 933 1 907 1 735 1 725 1 644 1 557
CARBON 78 26 35 17 5 1 0 0 0 1 0 0
RESIDUAL 17 3 7 1 1 1 0 0 0 0 0 0
DIESEL 10 9 9 8 13 1 0 0 3 0 0 1
RENOVABLE 35 33 28 29 40 39 44 47 72 84 87 95
Total 3 489 3 261 3 572 3 407 3 539 3 425 3 509 3 490 3 419 3 574 3 503 3 607
Gráfico Nº 4
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE ENERGÍA 2014
En la evolución mensual de la producción de energía eléctrica por tipo de combustible, se aprecia una mayor participación del Gas
Natural en la producción termoeléctrica en el SEIN.
Gráfico Nº 5
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE PARA LA GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA 2014
13
Hidráulica50,3% Gas Natural
47,6%
Carbón0,4%
Residual y Diesel0,2%
Renovable1,5%
En el año 2014, con relación al total de producción en el SEIN, la mayor producción termoeléctrica se debió a las unidades a gas natural con 47,6% y a las unidades a Carbón con 0,4%.
Gráfico Nº 6
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE ENERGÍA Y TIPO DE COMBUSTIBLE 2014
Se presenta la evolución anual de la producción de energía del SEIN así como de la participación porcentual, por fuente de energía y
tipo de combustible para generación termoeléctrica, desde el año 2001 hasta el año 2014.
Cuadro Nº 4
Fuente de energía
GW.h
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Hidráulica 16 807 17 224 17 732 16 693 17 101 18 671 18 588 18 010 18 752 18 965 20 404 20 848 21 126 21 003
Gas Natural 744 848 1 230 2 170 4 061 4 260 7 313 9 313 9 261 11 445 13 460 15 307 16 873 19 910
Carbón 484 534 809 1 187 950 827 840 909 679 1 067 732 556 812 163
Residual 339 1 009 860 994 831 881 448 984 929 692 292 125 134 33
Diesel 89 43 58 859 59 120 65 342 184 179 242 263 298 55
Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 77 87 216 423 632
Total 18 463 19 658 20 689 21 903 23 002 24 760 27 254 29 558 29 805 32 426 35 217 37 314 39 667 41 796
Gráfico Nº 7
En los últimos años se puede observar un crecimiento de la participación de las centrales a gas natural en la producción de electricidad,
habiendo aumentado de 4,0% en el año 2001 a 47,6% en el año 2014.
EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN POR FUENTE DE ENERGÍA
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
91,0
%
87,6
%
85,7
%
76,2
%
74,3
%
75,4
%
68,2
%
60,9
%
62,9
%
58,5
%
57,9
%
55,9
%
53,3
%
50,3
%
4,0% 4,3%5,9%
9,9% 17,7% 17,2% 26,8%31,5% 31,1% 35,3% 38,2% 41,0%42,5%
47,6%
2,6% 2,7% 3,9%5,4%
4,1% 3,3% 3,1%3,1% 2,3% 3,3% 2,1% 1,5%
2,0% 0,4%2,3% 5,4% 4,4% 8,5%
3,9% 4,0%1,9% 4,5% 3,7% 2,7% 1,5% 1,0% 1,1% 0,2%
0,1% 0,1% 0,1% 0,2% 0,3% 0,6%
1,1%1,5%
Renovable
Residual y Diesel
Carbón
Gas Natural
Hidráulica
14
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
44
,9%
34
,8%
41
,6%
41
,7% 6
8,8
%
70
,0%
84
,4%
80
,6%
83
,8%
85
,5%
91
,4%
94
,2%
93
,1%
98
,8%
29,2%
21,9%
27,4% 22,8%
16,1% 13,6%
9,7%7,9% 6,1% 8,0%
5,0% 3,4% 4,5%0,8%
20,5%41,5%
29,1%
19,1%
14,1% 14,5%5,2% 8,5% 8,4% 5,2%
2,0% 0,8% 0,7%0,2%
5,4% 1,8% 1,9%16,4%
1,0% 1,9% 0,7% 3,0% 1,7% 1,3%1,6% 1,6% 1,6%
0,3%
Diesel
Residual
Carbón
Gas Natural
0,00
500,00
1 000,00
1 500,00
2 000,00
2 500,00
3 000,00
3 500,00
4 000,00
feb
-06
ago
-06
feb
-07
ago
-07
feb
-08
ago
-08
feb
-09
ago
-09
feb
-10
ago
-10
feb
-11
ago
-11
feb
-12
ago
-12
feb
-13
ago
-13
feb
-14
ago
-14
Renovable
Diesel
Residual
Carbón
Gas Natural
Hidráulica
0,0%
2,0%
4,0%
6,0%
8,0%
10,0%
12,0%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
0,2%
5,0%4,0%
5,1%
6,7%7,6%
9,0%9,8%
0,9%
8,8%
6,9%6,3%
5,0%
2,4%
4,7%
6,5%
5,2%5,9%
5,0%
7,6%
10,1%
8,5%
0,8%
8,8%8,6% 8,6% 8,6%
5,4%
PBI real (var. %)
Producción (var. %)
En el año 2014, la producción termoeléctrica representó el 49,7% del total de energía generada. Dicha producción se generó utilizando
diversas fuentes de energía, y la evolución de la participación de estas fuentes desde el año 2001 hasta el 2014 es mostrada en el
gráfico siguiente:
Gráfico Nº 8
EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN POR FUENTE DE ENERGÍA EN LA PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA
4.1.4 EVOLUCIÓN MENSUAL DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL SEIN
En el gráfico siguiente se presenta la evolución de la producción de energía mensual del SEIN para el período 2007 - 2014; se aprecia
el crecimiento de la producción en base a Gas Natural a lo largo del período mostrado.
Gráfico Nº 9
EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR TIPO DE COMBUSTIBLE
4.1.5 EVOLUCIÓN DEL CRECIMIENTO DEL PBI Y DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
En el siguiente gráfico se observa que el crecimiento de la producción de energía tiene una alta correlación con el crecimiento del PBI,
en los últimos años.
Gráfico Nº 10
VARIACIÓN DEL CRECIMIENTO DE PBI Y EL CRECIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática.
15
Aguas y Energía Perú0,2%
AIPSA0,2%
CELEPSA3,8%
Chinango1,7%
E. Santa Cruz0,3%
E. Santa Rosa0,0%
Edegel21,4% Eepsa
1,7%Egasa3,6%
Egemsa1,5%
Egenor6,2%Egesur
0,9%Eléctrica Yanapampa
0,1%
Electroperú15,4%
Energía Eólica1,4%
Enersur15,9%
Fénix Power4,8%
Generación Eléctrica de Junín0,1%
GEPSA0,1%
Hidrocañete0,05%
Huanza1,6% Kallpa
9,5%
MAJA Energía0,04%
Parque Eólico Marcona0,2%
Petramas0,1%
Río Doble0,3%
Huanchor0,3%
San Gabán1,9%
SDE Piura0,3%
SDF Energía0,5%
SINERSA0,1%
Statkraft4,3%
Termoselva1,5%
Total = 5 737 MW
4.2 MÁXIMA DEMANDA
4.2.1 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS
La máxima demanda del SEIN, en el año 2014, fue registrada el 12 de noviembre a las 19:00 horas y alcanzó los 5 737,3 MW.
Cuadro Nº 5
Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) - 2014
Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total
Aguas y Energía Perú 11,7 - - 11,7
AIPSA - - 9,4 9,4
CELEPSA 217,2 - - 217,2
Chinango 96,8 - - 96,8
E. Santa Cruz 18,6 - - 18,6
E. Santa Rosa 0,2 - - 0,2
Edegel 548,0 680,5 - 1 228,4
Eepsa - 95,5 - 95,5
Egasa 173,0 34,7 - 207,7
Egemsa 86,6 - - 86,6
Egenor 357,1 - - 357,1
Egesur 29,3 22,6 - 51,9
Eléctrica Yanapampa 3,8 - - 3,8
Electroperú 885,9 - - 885,9
Energía Eólica - - 79,7 79,7
Enersur 132,7 779,3 - 912,0
Fénix Power - 277,9 - 277,9
Generación Eléctrica de Junín 4,5 - - 4,5
GEPSA 5,8 - - 5,8
Hidrocañete 2,8 - - 2,8
Huanza 94,0 - - 94,0
Kallpa - 546,4 - 546,4
MAJA Energía 2,0 - - 2,0
Parque Eólico Marcona - - 13,1 13,1
Petramas - - 4,2 4,2
Río Doble 17,8 - - 17,8
Huanchor 18,2 - - 18,2
San Gabán 107,3 - - 107,3
SDE Piura - 15,0 - 15,0
SDF Energía - 28,1 - 28,1
SINERSA 6,8 - - 6,8
Statkraft 244,7 - - 244,7
Termoselva - 86,0 - 86,0
Total 3 064,9 2 565,9 106,4 5 737,3
Gráfico Nº 11
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS - 2014
16
53,4%
44,7%
1,9%
Hidráulica
Gas Natural
Renovable
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
00:1
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
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
MW
Biogas
Bagazo
Diesel
Residual
Carbón
Gas Natural
Hidro
MaxDem
5 737,3
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
00:1
501:0
001:4
502:3
003:1
504:0
004:4
505:3
006:1
507:0
007:4
508:3
009:1
510:0
010:4
511:3
012:1
513:0
013:4
514:3
015:1
516:0
016:4
517:3
018:1
519:0
019:4
520:3
021:1
522:0
022:4
523:3
0
Pote
ncia
(M
W)
Máxima Demanda
Mínima demanda
5 737 MW
Gráfico Nº 12
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO Y FUENTE DE GENERACIÓN
4.2.2 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN
Para la hora de ocurrencia de la máxima demanda del SEIN en el año 2014, la unidad que marginó1fue la unidad TG1 de la C.T. Las
Flores con combustible Gas Natural y costo variable de 3,5 ctv US$/kW.h.
El valor más alto de costo marginal que se obtuvo fue de 4,0 ctv US $/kW.h en la barra Charcani IV; mientras que el menor valor de
costo marginal fue de 2,9 ctv US $/kW.h en la barra Huasahuasi II.
Gráfico Nº 13
DESPACHO DE GENERACIÓN PARA EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA miércoles 12 de noviembre de 2014
Gráfico Nº 14
DIAGRAMA DE CARGA DEL SEIN DE LOS DÍAS DE MÁXIMA Y MÍNIMA DEMANDA – 2014
Máxima Demanda
12/11/2014
2 914,9 MW
Mínima Demanda
01/01/2014
17
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
MW
24 horas
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
MW
8784 horas
70%
72%
74%
76%
78%
80%
82%
84%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
75,5%
77,2%
79,7% 79,6% 79,4%78,9%
78,5%
80,1%
78,7%
80,8% 81,0%80,3%
81,2%
83,2%
La curva de duración del día de máxima demanda anual es mostrada en el gráfico siguiente:
Gráfico Nº 15
CURVA DE DURACIÓN ( Día de Máxima Demanda )
El factor de carga del SEIN correspondiente al año 2014 fue de 83,2%. La curva de duración anualizada para el año 2014 es mostrada
en el gráfico siguiente:
Gráfico Nº 16
CURVA DE DURACIÓN ANUAL DEL SEIN - 2014
Se presenta la evolución del factor de carga del SEIN durante los últimos años, donde se observa un aumento en el factor de carga para
el año 2014.
Gráfico Nº 17
EVOLUCIÓN DEL FACTOR DE CARGA DEL SEIN
5 737 MW
2 914,9 MW
5 737 MW
18
0
0,5
1
2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013
0,2% 0,3% 0,3% 0,6%1,9%
13,9% 14,9% 15,5%21,5% 24,4%
30,6%37,0%
39,1%38,7% 42,6% 44,3% 46,0% 48,9% 44,7%
86,1% 85,1% 84,5%78,5% 75,6%
69,4%63,0% 60,9% 61,3% 57,2% 55,4% 53,7% 50,5% 53,4%
RenovableTermoeléctricaHidroeléctrica
4.2.3 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE ENERGÍA
La máxima demanda registrada en el año 2014 fue 2,9% mayor que la registrada el año 2013, en la que se observa un crecimiento de
la cobertura hidroeléctrica de 8,9% y una disminución de la cobertura termoeléctrica en 5,9%.
Cuadro Nº 6
Año Producción (MW) Crecimiento (%)
Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Total
2001 2 404 389 - 2 792 - - -
2002 2 475 434 - 2 908 3,0% 11,6% 4,2%
2003 2 505 460 - 2 965 1,2% 6,1% 1,9%
2004 2 457 674 - 3 131 (1,9%) 46,4% 5,6%
2005 2 497 808 - 3 305 1,6% 19,9% 5,6%
2006 2 484 1 097 - 3 580 (0,5%) 35,8% 8,3%
2007 2 499 1 466 - 3 966 0,6% 33,7% 10,8%
2008 2 555 1 643 - 4 199 2,2% 12,1% 5,9%
2009 2 651 1 671 - 4 322 3,8% 1,7% 2,9%
2010 2 620 1 948 11 4 579 (1,2%) 16,6% 5,9%
2011 2 749 2 197 16 4 961 4,9% 12,8% 8,3%
2012 2 843 2 431 16 5 289 3,4% 10,6% 6,6%
2013 2 815 2 727 33 5 575 (1,0%) 12,2% 5,4%
2014 3 065 2 566 106 5 737 8,9% (5,9%) 2,9%
Nota: En Renovable se incluyen la producción de las centrales con recurso Biomasa (Huaycoloro, Paramonga y maple) y Solar (Tacna, Repartición, Panamericana y Majes), el resto de centrales se incluyen en hidroeléctricas.
Gráfico Nº 18
PARTICIPACIÓN EN LA MÁXIMA DEMANDA
4.2.4 EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA
Evolución de la máxima demanda mensual registrada desde enero del año 2001 hasta diciembre del año 2014.
Cuadro Nº 7
Meses Evolución Máxima Demanda del SEIN (MW)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Enero 2 607 2 762 2 851 2 959 3 044 3 279 3 589 3 983 4 091 4 290 4 586 4 863 5 298 5 565
Febrero 2 624 2 768 2 907 2 974 3 045 3 282 3 647 4 009 4 105 4 350 4 670 4 900 5 324 5 638
Marzo 2 642 2 823 2 928 3 008 3 107 3 351 3 728 4 072 4 155 4 453 4 715 5 099 5 355 5 677
Abril 2 694 2 847 2 915 3 025 3 157 3 338 3 744 4 043 4 180 4 404 4 744 5 049 5 363 5 629
Mayo 2 673 2 823 2 915 2 979 3 193 3 320 3 759 4 019 4 125 4 381 4 718 5 071 5 389 5 661
Junio 2 677 2 778 2 896 2 974 3 092 3 314 3 714 4 091 4 034 4 436 4 764 5 030 5 366 5 631
Julio 2 686 2 778 2 885 2 904 3 138 3 322 3 722 4 040 3 973 4 385 4 691 5 031 5 264 5 578
Agosto 2 670 2 776 2 882 2 973 3 127 3 353 3 730 4 073 4 025 4 344 4 676 4 993 5 255 5 524
Septiembre 2 694 2 838 2 887 2 974 3 175 3 396 3 759 4 108 4 057 4 387 4 791 5 027 5 322 5 592
Octubre 2 741 2 839 2 936 3 012 3 234 3 452 3 811 4 088 4 088 4 461 4 788 5 079 5 362 5 641
Noviembre 2 769 2 871 2 942 3 046 3 245 3 514 3 940 4 156 4 256 4 522 4 900 5 212 5 505 5 737
Diciembre 2 792 2 908 2 965 3 131 3 305 3 580 3 966 4 199 4 322 4 579 4 961 5 291 5 575 5 718
Anual 2 792 2 908 2 965 3 131 3 305 3 580 3 966 4 199 4 322 4 579 4 961 5 291 5 575 5 737
Crecimiento 4,2% 1,9% 5,6% 5,6% 8,3% 10,8% 5,9% 9,0% 9,1% 8,3% 15,5% 12,4% 2,9%
19
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
0,5% 2,0% 0,2% 0,6% 1,0% 0,7% 0,8% 0,7% 1,9% 1,6% 1,9% 2,5%
49,0
%
47,5
%
51,5
%
47,2
%
47,2
%
52,6
%
53,3
%
51,2
%
46,5
%
44,9
%
44,7
%
43,8
%
50
,4%
50
,5%
48
,3%
52
,2%
51,9
%
46
,8%
45
,9%
48
,1%
51
,5%
53
,5%
53
,4%
53
,7%
Renovable
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
Gráfico Nº 19
EVOLUCIÓN MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN (MW)
GRÁFICO Nº 20
EVOLUCIÓN DE LAS COMPONENTES DE LA MÁXIMA DEMANDA – 2014
4.2.5 POTENCIA EFECTIVA POR FUENTE DE ENERGÍA
La capacidad de generación para el año 2014 fue de 8 753 MW, siendo superior en 977 MW respecto al año 2013, debido principalmente al ingreso en operación de las centrales de Reserva Fría de ILO (460 MW), Reserva Fría de Talara (186 MW), CH Huanza (96 MW) y Centrales RER (140 MW).
Cuadro Nº 8
Fuente 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Hidráulica 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 769 2 781 2 858 3 098 3 109 3 140 3 171 3 318
Gas 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 557 2 049 2 641 2 646 3 211 3 188 4 257
Carbón 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140
Diesel + Residual 1 400 1 398 1 361 966 814 797 685 668 799 582 496 490 1 123 304
Renovables - - - - - - - - - - 23 135 154 735
Potencia Efectiva Total 4 383 4 402 4 381 4 336 4 471 4 800 5 152 5 147 5 848 6 463 6 416 7 117 7 776 8 753
Demanda Máxima 2 792 2 908 2 965 3 131 3 305 3 305 3 580 3 966 4 322 4 579 4 961 5 291 5 575 5 737
Reserva 57% 51% 48% 39% 35% 45% 44% 30% 35% 41% 29% 35% 39% 53%
Gráfico Nº 21
POTENCIA EFECTIVA POR FUENTE DE ENERGÍA
2 400
2 900
3 400
3 900
4 400
4 900
5 400
5 900
6 400
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MW
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
59,4
%
59,6
%
59,9
%
60,6
%
62,3
%
58,1
%
53,7
%
54,0
%
48,9
%
47,9
%
48,5
%
44,1
%
40,8
%
37,9
%
5,4% 5,4% 5,8%13,9%
16,4%22,4%30,2%30,2%35,0%40,9%41,2%45,1%41,0%48,6%
3,2% 3,2% 3,2%
3,3%3,2% 3,0%
2,8% 2,8% 2,4%2,2% 2,2% 2,0%
1,8%1,6%
31,9%31,7%31,1%22,3%18,2%16,6%13,3%13,0%13,7% 9,0% 7,7% 6,9%
14,4% 3,5%
1,9%2,0% 8,4%
Renovables
Diesel + Residual
Carbón
Gas
Hidráulica
20
El crecimiento de la máxima demanda en el año 2014 fue de 2,9%, así como la potencia efectiva total que fue de 12,6%, originando
que la reserva2 de generación disminuya respecto al año 2013, y siga disminuyendo de 57% en el año 2001 a un 53% para el año 2014.
Gráfico Nº 22
EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA, PORCENTAJE DE RESERVA Y LA MÁXIMA DEMANDA
57%51%
48%
39%35%
45% 44%
30%35%
41%
29%35%
39%
53%
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Reserva
Potencia Efectiva Total
Demanda Máxima
2 Esta reserva no incluye las restricciones en el transporte de gas natural ni en la transmisión eléctrica.
21
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.3 VOLÚMENES ÚTILES ALMACENADOS
4.3.1 LAGO JUNÍN
El volumen útil de agua registrado en el lago Junín a comienzos del año 2014 fue de 79,2 millones de m3 y al finalizar el año fue de 59,3
millones de m3, habiéndose desembalsado 20,0 millones de m3.
Cuadro Nº 9
Meses
Volumen Útil del Lago Junín (Millones de m3)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2012 2013 2014
Enero 357,4 238,4 348,2 124,5 193,9 133,6 300,2 204,1 91,7 408,1 282,7 265,7 265,7 308,8 204,0
Febrero 421,4 326,9 405,0 196,5 268,7 225,0 369,9 280,0 191,2 427,8 344,9 344,9 344,9 369,7 326,7
Marzo 434,3 438,0 441,2 238,4 351,2 345,0 444,7 338,9 314,7 417,9 347,9 338,8 338,8 476,2 404,8
Abril 441,2 441,2 441,2 252,0 385,7 428,0 448,2 363,6 391,9 388,7 335,7 366,6 366,6 458,7 341,8
Mayo 441,2 441,2 438,0 238,4 392,1 414,8 444,7 348,2 404,8 395,1 317,7 326,7 326,7 354,1 311,8
Junio 428,0 409,3 392,1 222,4 338,9 385,7 395,3 309,0 379,2 382,3 314,7 320,7 320,7 320,7 297,1
Julio 388,9 409,3 335,9 209,3 280,0 332,9 338,9 268,7 338,8 338,8 257,4 260,2 260,2 241,0 246,4
Agosto 320,9 363,6 277,2 131,3 219,7 277,2 263,1 206,7 297,1 268,6 196,3 188,7 188,7 196,3 183,7
Septiembre 268,7 294,4 201,6 102,5 159,4 193,9 196,5 142,8 227,5 204,0 159,2 149,7 149,7 152,1 152,1
Octubre 209,3 217,1 113,4 91,5 100,3 122,3 135,9 100,3 168,9 154,4 117,6 117,6 117,6 117,6 115,4
Noviembre 214,5 191,4 73,3 79,4 38,6 140,5 120,0 53,6 159,2 93,8 102,3 152,1 152,1 77,2 45,9
Diciembre 227,7 236,4 102,5 131,3 55,6 178,9 100,3 38,6 291,3 166,5 166,5 241,0 241,0 79,2 59,3
Máximo 441,2 441,2 441,2 252,0 392,1 428,0 448,2 363,6 404,8 427,8 347,9 366,6 366,6 476,2 404,8
Gráfico Nº 23
VOLUMEN ÚTIL LAGO JUNÍN
22
0
50
100
150
200
250
300
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.3.2 LAGUNAS DEL RÍMAC Y SANTA EULALIA
El volumen útil de agua registrado en las lagunas del Rímac y Santa Eulalia a comienzos del año 2014 fue de 147,2 millones de m3 y al
finalizar el año fue de 140,5 millones de m3, habiéndose desembalsado 6,7 millones de m3.
Cuadro Nº 10
Meses
Volumen Útil de Lagunas del Rimac y Santa Eulalia (Millones de m3)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Enero 242,0 167,7 187,9 99,7 158,7 106,5 198,1 177,3 158,1 267,4 225,4 203,8 204,3 187,1
Febrero 258,0 196,5 223,9 129,0 190,2 145,3 229,3 215,6 214,5 275,0 263,3 243,4 244,3 230,3
Marzo 276,7 217,0 256,6 152,7 220,1 194,2 264,9 249,4 261,1 281,5 278,5 266,1 269,9 266,8
Abril 280,0 256,5 266,6 162,8 243,0 229,2 271,0 261,8 273,2 283,2 280,3 269,7 275,6 272,7
Mayo 279,4 257,5 262,7 159,5 236,7 229,0 270,0 254,8 273,4 279,9 280,0 269,5 275,1 272,3
Junio 267,7 240,7 242,9 144,6 217,4 217,1 255,1 237,4 263,1 266,4 270,8 258,7 261,1 256,8
Julio 246,5 214,7 215,5 126,9 193,7 195,2 234,2 216,0 245,8 245,1 250,2 235,7 238,4 234,2
Agosto 212,6 185,2 181,8 102,8 165,8 175,1 208,7 190,5 219,4 217,3 237,9 206,6 208,3 205,5
Septiembre 190,9 155,1 147,5 83,5 133,9 146,5 188,1 166,5 191,4 187,7 209,3 180,8 180,2 177,0
Octubre 165,8 135,6 116,8 74,9 108,2 126,1 164,4 145,3 175,4 160,2 168,8 159,7 157,6 150,2
Noviembre 155,8 140,8 85,5 94,6 84,1 126,7 148,6 128,2 183,8 138,2 151,4 151,6 138,3 131,5
Diciembre 163,6 155,8 115,7 120,8 75,2 150,8 138,2 125,9 229,0 171,1 170,6 165,6 147,2 140,5
Máximo 280,0 257,5 266,6 162,8 243,0 229,2 271,0 261,8 273,4 283,2 280,3 269,7 275,6 272,7
Gráfico Nº 24
VOLUMEN ÚTIL LAGUNAS DEL RÍMAC Y SANTA EULALIA
23
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.3.3 LAGUNA ARICOTA
El volumen útil de agua registrado en la laguna Aricota a comienzos del año 2014 fue de 249,0 millones de m3 y al finalizar el año fue de 216,1 millones de m3, habiéndose desembalsado 32,9 millones de m3.
Cuadro Nº 11
Meses
Volumen Útil Laguna Aricota (Millones de m3)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Enero 116,1 241,7 259,3 217,6 200,9 189,8 230,3 222,8 195,3 190,1 166,4 199,4 256,0 251,4
Febrero 165,2 247,7 255,3 227,6 210,7 212,7 231,4 221,7 200,3 189,5 190,1 245,6 263,4 247,9
Marzo 193,4 270,2 252,2 225,8 210,5 238,5 239,9 220,9 211,3 187,4 192,9 257,2 277,3 244,1
Abril 222,4 279,2 251,1 224,2 208,0 249,2 237,6 218,5 210,4 184,8 193,8 259,6 272,3 241,4
Mayo 215,9 280,1 247,6 222,2 204,8 249,4 233,8 216,2 208,5 182,3 192,9 259,3 270,1 237,6
Junio 215,2 278,7 244,2 220,1 201,8 248,5 230,6 214,1 206,5 179,7 191,8 257,7 267,5 234,9
Julio 215,2 280,4 241,0 218,1 199,4 246,9 227,8 211,8 204,8 177,4 190,1 255,7 265,1 232,0
Agosto 214,8 280,1 237,6 215,9 196,8 238,4 225,2 209,4 203,0 175,4 188,7 253,2 262,1 229,1
Septiembre 213,1 275,4 234,5 213,1 195,7 236,2 222,1 206,9 200,9 173,0 186,7 250,0 259,0 226,2
Octubre 245,7 269,8 230,8 209,0 193,4 233,4 218,5 204,0 198,2 170,5 184,3 246,4 255,3 223,1
Noviembre 206,3 264,8 226,7 204,9 189,4 230,6 215,2 200,8 195,4 167,6 182,3 243,4 251,9 219,7
Diciembre 203,2 259,3 222,5 200,4 185,6 227,7 212,0 197,7 192,5 164,8 181,1 244,4 249,0 216,1
Máximo 245,7 280,4 259,3 227,6 210,7 249,4 239,9 222,8 211,3 190,1 193,8 259,6 277,3 251,4
Gráfico Nº 25
VOLUMEN ÚTIL LAGUNA ARICOTA
24
50
100
150
200
250
300
350
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.3.4 LAGUNAS DE LA CUENCA DEL CHILI
El volumen útil de agua registrado en las lagunas del Chili a comienzos del año 2014 fue de 122,2 millones de m3 y al finalizar el año
fue de 74,2 millones de m3, habiéndose desembalsado 48,0 millones de m3.
Cuadro Nº 12
Meses
Volumen Útil de la Cuenca del Chili (Millones de m3)
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Enero 176,0 67,8 205,9 163,1 69,6 121,6 181,9 183,7 65,7 132,0 148,2 279,7 279,1 232,0
Febrero 280,1 171,1 241,9 207,8 140,2 221,0 211,8 216,9 115,5 215,6 305,9 307,6 306,0 220,4
Marzo 288,5 262,1 276,1 221,4 154,5 325,5 303,4 227,5 193,3 248,8 334,6 314,0 328,9 221,7
Abril 266,0 282,1 265,3 232,3 161,9 327,5 311,6 212,3 208,0 241,3 333,1 335,5 308,5 218,5
Mayo 238,6 276,1 249,8 217,9 147,5 310,3 293,8 193,5 192,3 230,1 317,4 322,9 303,7 203,3
Junio 217,4 262,9 232,8 201,6 135,2 294,4 271,1 176,3 175,7 220,2 293,6 305,1 278,9 192,3
Julio 184,7 262,3 216,8 185,0 124,2 273,7 247,7 157,0 162,6 202,3 266,4 282,9 251,5 175,6
Agosto 160,2 253,5 198,2 166,1 113,0 249,1 222,8 137,6 146,5 178,6 243,8 257,8 220,6 149,5
Septiembre 130,5 258,0 205,5 145,1 103,0 223,4 198,0 114,1 128,9 158,2 229,2 237,4 192,9 119,8
Octubre 111,5 213,4 157,0 123,1 88,2 195,9 171,6 95,6 110,9 141,0 216,7 221,3 164,7 112,5
Noviembre 93,0 199,2 129,6 99,9 72,7 169,7 139,1 75,1 99,2 127,5 196,7 206,3 134,3 91,7
Diciembre 73,5 195,3 116,6 77,2 64,0 147,7 114,7 62,1 88,9 123,9 200,2 236,6 122,2 74,2
Máximo 288,5 282,1 276,1 232,3 161,9 327,5 311,6 227,5 208,0 248,8 334,6 335,5 328,9 232,0
Nota: El volumen útil de la cuenca del Chili incluye a los embalses Pillones, Frayle, Aguada Blanca, El Pañe, Challhuanca y Bamputañe.
GRÁFICO Nº 26
VOLUMEN ÚTIL DE LA CUENCA DEL CHILI
25
0
100
200
300
400
500
600
700
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.4 CAUDAL NATURAL
4.4.1 RÍO MANTARO
El caudal máximo registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) para el año 2014 fue de 530,7 m3/s, siendo superior en
12% al caudal máximo registrado en el año 2013.
Cuadro Nº 13
Meses
Caudal Natural del Río Mantaro (M3 /s )
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Enero 425,8 92,2 193,0 109,7 183,5 176,6 229,1 231,1 147,5 443,8 323,4 222,1 360,0 325,8
Febrero 360,9 268,5 324,1 231,1 186,1 251,3 188,8 266,4 285,0 308,4 669,1 482,8 473,1 379,0
Marzo 493,9 335,7 450,4 178,7 216,2 287,6 330,7 221,0 304,5 359,7 488,9 392,7 464,4 530,7
Abril 211,1 218,7 265,8 117,4 143,4 249,7 256,0 98,6 271,6 242,9 417,4 376,6 227,8 197,2
Mayo 142,2 115,7 141,5 62,4 70,8 83,3 107,8 64,8 100,0 100,9 170,9 161,9 109,0 139,2
Junio 72,9 79,8 90,3 62,9 56,8 64,6 65,0 54,3 64,3 63,9 111,6 100,5 93,1 81,1
Julio 66,9 62,3 64,9 60,5 57,7 55,0 57,5 54,3 54,9 58,9 92,0 78,3 76,4 81,0
Agosto 60,8 50,2 58,1 53,2 51,0 52,8 46,3 47,7 41,9 56,9 81,5 72,5 73,5 75,9
Septiembre 64,6 56,9 54,7 56,0 46,7 50,4 55,4 45,5 37,7 61,0 79,3 71,7 63,6 78,8
Octubre 62,2 66,7 52,7 66,4 56,5 50,4 49,8 59,0 54,2 64,5 76,5 71,6 74,7 86,7
Noviembre 80,1 118,9 56,2 84,2 43,5 93,4 58,4 50,0 73,3 56,8 84,2 101,7 80,6 79,7
Diciembre 111,3 184,2 119,8 158,9 74,1 124,7 80,4 67,4 320,5 146,6 170,3 300,3 178,4 108,7
Máximo 493,9 335,7 450,4 231,1 216,2 287,6 330,7 266,4 320,5 443,8 669,1 482,8 473,1 530,7
El caudal máximo del río Mantaro ocurrió en el mes de marzo; así mismo, se observa que entre los meses de agosto y septiembre se
tienen los caudales mínimos en el río Mantaro.
Gráfico Nº 27
CAUDAL NATURAL DEL RÍO MANTARO
26
0
10
20
30
40
50
60
70
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
4.4.2 RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA
El caudal máximo registrado en los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque) para el año 2014 fue de 47,4 m3/s,
siendo inferior en 10 % al caudal máximo registrado en el año 2013.
Cuadro Nº 14
Meses
Caudal Natural de los Ríos Rímac y Santa Eulalia (M3 /s )
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Enero 53,7 19,2 30,7 12,4 32,6 26,5 39,1 33,0 29,9 45,4 43,5 31,1 32,4 33,5
Febrero 44,3 27,7 35,9 30,5 29,9 36,3 40,8 45,1 54,9 37,2 52,1 51,7 47,9 36,0
Marzo 61,8 40,0 50,8 26,0 35,9 48,0 51,9 37,8 52,5 49,9 47,4 45,1 52,7 47,4
Abril 39,4 31,5 34,3 22,1 30,2 41,6 42,6 26,1 46,2 35,3 46,2 43,7 28,0 27,2
Mayo 24,3 19,0 18,5 13,7 16,7 18,7 25,2 16,3 24,0 22,3 26,6 23,6 17,1 20,6
Junio 14,7 13,3 12,3 9,2 11,7 12,8 14,8 12,3 15,5 14,4 17,1 13,4 11,1 13,5
Julio 12,6 11,6 9,7 7,2 10,6 10,1 11,4 10,2 12,6 11,6 12,8 11,5 9,1 12,9
Agosto 9,4 9,8 7,7 6,4 9,2 9,5 10,2 9,2 11,4 10,5 10,1 10,7 8,7 8,8
Septiembre 10,2 11,1 7,9 6,9 9,2 8,9 10,4 9,1 9,7 9,4 9,1 9,1 8,3 8,6
Octubre 9,8 11,4 8,0 9,6 8,7 9,7 11,2 10,4 12,4 9,4 8,8 10,0 10,1 9,9
Noviembre 15,2 16,1 7,3 19,0 8,3 14,2 12,4 10,4 24,7 9,9 11,6 15,6 11,1 12,9
Diciembre 17,5 20,6 17,5 27,1 13,1 25,4 14,0 15,5 40,5 30,4 26,7 16,2 23,9 22,8
Máximo 61,8 40,0 50,8 30,5 35,9 48,0 51,9 45,1 54,9 49,9 52,1 51,7 52,7 47,4
Gráfico Nº 28
CAUDAL NATURAL DE LOS RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA
27
4.5 COSTOS
4.5.1 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA - SEIN
El costo marginal ponderado del año 2014 fue 6,7% menor con respecto del valor registrado en el año 2013. Por aplicación del Decreto
de Urgencia N° 049-2008, los costos marginales se calculan sin considerar restricciones en el sistema transmisión de electricidad y de
transporte y producción de gas natural.
Cuadro Nº 15
Meses
Costos Marginales ( Ctv US$/kW.h ) Variación
% 2014 2013
Enero 2,14 1,95 9,7%
Febrero 2,40 3,15 (23,8%)
Marzo 3,43 1,97 74,0%
Abril 2,81 1,88 49,6%
Mayo 2,54 2,71 (6,3%)
Junio 3,32 2,66 24,6%
Julio 2,49 4,49 (44,5%)
Agosto 2,74 3,47 (21,0%)
Septiembre 2,39 2,83 (15,6%)
Octubre 1,80 1,94 (7,6%)
Noviembre 2,13 2,30 (7,3%)
Diciembre 1,52 2,49 (39,1%)
Promedio Anual 2,47 2,65 -6,7%
4.5.2 COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA POR BLOQUES HORARIOS
En el cuadro y gráfico siguientes, se muestran los costos marginales del SEIN para las horas punta, fuera de punta y el promedio
ponderado mensual, durante el año 2014.
Cuadro Nº 16
Meses
Costos Marginales ( Ctv US$/kW.h )
CMg Hora Punta CMg Hora Fuera de Punta CMg Ponderado
Enero 3,85 1,73 2,14
Febrero 3,87 2,04 2,40
Marzo 5,52 2,93 3,43
Abril 4,84 2,35 2,81
Mayo 4,09 2,17 2,54
Junio 4,25 3,09 3,32
Julio 3,32 2,30 2,49
Agosto 3,55 2,56 2,74
Septiembre 3,61 2,08 2,39
Octubre 2,21 1,70 1,80
Noviembre 3,24 1,88 2,13
Diciembre 2,35 1,32 1,52
28
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
CMg Ponderado
CMg Hora Fuerade Punta
CMg Hora Punta
-400
100
600
1 100
1 600
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Mill
on
es d
e U
S$
Combustibles y Lubricantes Suministros DiversosCargas de Personal Servicios Prestados por TercerosTributos Cargas Diversas de GestiónDepreciación Inm. Maq. y Equipo OtrosImpuesto a la Renta + Utilidad Trabajadores
Gráfico Nº 29
COSTOS MARGINALES DEL SEIN - 2014
4.5.3 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS DE GENERACIÓN – SEIN
En el siguiente gráfico se presenta la evolución de los costos totales de generación obtenidos a partir de los estados financieros de las
empresas generadoras del SEIN.
Gráfico Nº 30
COSTOS TOTALES DE GENERACIÓN DEL SEIN
El aumento de los costos totales de generación para el año 2014, respecto al 2013, se debe principalmente al incremento en un 57,1%
de Cargas Diversas de Gestión y en un 56,6% en Combustibles y Lubricantes.
29
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,22
0,42
0,360,38
ctv.
US$
/kW
.h
Carbón
Diesel
Gas Natural
Residual
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ctv.
US$
/kW
.h
Carbón
Diesel
Gas Natural
Residual
0
5
10
15
20
25
30
4,45
28,13
1,04
22,14
ctv.
US$
/kW
.h
Carbón
Diesel
Gas Natural
Residual
4.5.4 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES – SEIN
En los siguientes gráficos se presentan los valores ponderados del Costo Variable No Combustible, el Costo Variable Combustible y el
Costo Variable Total, en ctv. US$/kW.h, tomando los costos del año 2014, por tipo de combustible empleado para la generación
termoeléctrica.
Gráfico Nº 31
COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE - 2014
Gráfico Nº 32
COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE - 2014
Gráfico Nº 33
COSTO VARIABLE COMBUSTIBLE - 2014
30
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ctv.
US$
/kW
.h
Carbón
Diesel
Gas Natural
Residual
0
5
10
15
20
25
30
4,67
28,54
1,39
22,52
ctv.
US$
/kW
.h
Carbón
Diesel
Gas Natural
Residual
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ctv.
US$
/kW
.h
Carbón
Diesel
Gas Natural
Residual
Gráfico Nº 34
COSTO VARIABLE COMBUSTIBLE - 2014
Gráfico Nº 35
COSTO VARIABLE TOTAL - 2014
Gráfico Nº 36
COSTO VARIABLE TOTAL - 2014
31
14,0
19,0
24,0
29,0
34,0
39,0
44,0
ene-
14
feb
-14
mar
-14
abr-
14
may
-14
jun
-14
jul-
14
ago
-14
sep
-14
oct
-14
no
v-1
4
dic
-14
ctv
US$
/kW
.h
BELLAVISTA(ALCO)
CHILINA(C. C.)
ILO 1(TG1)
ILO 1(TG2)
MALACAS(TGN4)
UTI(UTI5)
PIURA E(TODOS)
TAPARACHI(CENTRAL)
VENTANILLA(EDEGEL)(TG3)
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
ene-
14
feb
-14
mar
-14
abr-
14
may
-14
jun
-14
jul-
14
ago
-14
sep
-14
oct
-14
no
v-14
dic
-14
ctv
US$
/kW
.h
ILO 1(TV3)
CHILINA(TV 3)
ILO 1(TV4)
MOLLENDO(MIRRL 1, 2 y 3)
SAN NICOLAS(TV1)
SAN NICOLAS(TV2)
SAN NICOLAS(TV3)
TUMBES(CENTRAL)
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
10,0
ene-14 mar-14 may-14 jul-14 sep-14 nov-14
ctv
US$
/kW
.h
AGUAYTIA(TG2)
KALLPA(TG3)
TUMBES(TUMBES)
KALLPA(TG2)
CHILCA(TG3-CHILCA)
ILO 2(TV1)
MALACAS(TGN4)
INDEPENDENCIA(CENTRAL)
LAS FLORES(TG1-FLORES)
VENTANILLA(EDEGEL)(TG4)
4.5.6 EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES – SEIN
En los siguientes gráficos se presentan los valores ponderados, por la potencia efectiva, del Costo Variable Total, en ctv. US$/kW.h, de
las principales unidades de generación térmica.
Gráfico Nº 37
COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE CENTRALES A DIESEL (Promedio Mensual)
Gráfico Nº 38
COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE CENTRALES A RESIDUAL (Promedio Mensual)
Gráfico Nº 39
COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE CENTRALES A GAS NATURAL Y CARBÓN (Promedio Mensual)
32
4.6 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA Y POTENCIA EN EL SEIN
4.6.1 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA
Para el año 2014, las transferencias totales de energía activa entre integrantes del COES fueron de 40 965 GW.h, las mismas que
corresponden a 130 millones de US$.
Cuadro Nº 17
GW.h Miles US$
Empresa Entregas Retiros Transferencias Venta Compra
Enersur 7 098 7 467 (369) 4 739 20 418
Edegel 7 890 7 846 44 1 146 11 003
Electroperú 7 041 4 330 2 712 41 466 5 752
Kallpa 5 673 5 439 234 2 484 26 884
Egenor 2 108 1 736 372 18 133 3 599
Statkraft 1 728 1 624 105 6 217 113
Egasa 1 271 1 243 27 1 372 635
CELEPSA 1 458 1 222 236 4 793 846
Fénix Power 1 083 1 206 (123) 2 215 20 256
Chinango 945 736 209 1 885 1 365
Egemsa 676 770 (95) 59 2 864
San Gabán 635 397 238 4 600 893
Río Doble 100 1 99 2 393 -
Huanza 450 247 203 5 119 76
Eepsa 431 482 (51) 11 694 1 181
Termoselva 376 1 201 (825) - 12 530
Termochilca 355 1 000 (645) 179 12 758
SDF Energía 213 263 (50) 8 1 980
E. Santa Cruz 173 4 170 3 785 -
Egesur 165 145 20 628 248
Huanchor 131 98 33 382 -
AIPSA 97 - 97 2 240 -
Energía Eólica 177 - 177 1 668 -
Aguas y Energía Perú 85 75 10 217 113
SDE Piura 79 0 78 1 841 47
GEPSA 58 347 (289) 1 392 -
Panamericana Solar 51 4 47 1 319 -
SINERSA 50 - 50 1 265 -
GTS Majes 47 0 47 1 231 -
GTS Tacna 47 0 47 1 200 -
GTS Repartición 47 0 47 1 231 -
Parque Eólico Marcona 80 0 79 528 -
Petramas 28 - 28 627 -
Eléctrica Yanapampa 27 - 27 633 -
Hidrocañete 26 0 26 588 -
Generación Eléctrica de Junín 21 - 21 310 -
MAJA Energía 16 1 004 (989) 336 -
MAPLE Etanol 15 32 (16) 194 565
Moquegua FV 5 - 5 75 -
E. Santa Rosa 4 - 4 83 0
EGECSAC 0 - 0 3 -
Shougesa (0) 402 (402) - 9 434
Electrosureste 3 25 (22) - -
Retiros sin Contrato - 57 (57) 72 -
Saldo Res. - 1 354 (1 354) - -
Total General 40 965 40 760 206 130 349 133 560
* Corresponde a los retiros de energía de las empresas distribuidoras sin contratos con las empresas generadoras.
33
Gráfico Nº 40
TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA DEL SEIN - 2014
Nota: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energías realizadas en las barras de transferencia
-
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
Ener
sur
Edeg
el
Elec
tro
per
ú
Kal
lpa
Egen
or
Stat
kraf
t
Egas
a
CEL
EPSA
Fén
ix P
ow
er
Ch
inan
go
Egem
sa
San
Gab
án
Río
Do
ble
Hu
anza
Eep
sa
Term
ose
lva
Term
och
ilca
GW
.h
Entregas Retiros
Se presenta la evolución mensual de las entregas y retiros de energía durante el año 2014, por cada empresa, haciendo un total anual de 40 965 GW.h
Cuadro Nº 18
Empresa Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro
Enersur 652,7 560,3 579,6 618,3 606,4 654,3 472,5 625,6 573,2 656,3 598,7 656,3
Edegel 636,4 588,5 602,6 622,1 718,7 671,5 639,6 598,5 714,9 604,2 702,9 604,2
Electroperú 576,6 402,3 551,3 330,1 413,6 362,1 581,9 346,9 603,7 363,3 556,1 363,3
Kallpa 441,8 688,9 143,8 610,3 514,7 676,5 521,8 497,1 527,1 478,6 531,1 478,6
Egenor 220,4 158,2 227,2 134,4 223,5 148,9 220,7 142,1 226,2 150,3 150,4 150,3
Statkraft 165,3 164,8 149,2 145,3 168,6 154,7 163,8 141,1 158,3 125,7 118,3 125,7
Egasa 137,2 111,1 110,0 99,1 112,9 106,8 100,2 107,6 103,4 111,4 100,3 111,4
CELEPSA 441,8 112,6 145,4 93,9 161,5 113,5 146,9 100,6 117,7 75,3 62,0 75,3
Fénix Power 24,5 2,9 61,7 2,0 62,0 2,8 57,7 141,0 8,7 178,6 87,0 178,6
Chinango 82,1 68,1 71,6 58,0 74,0 63,2 89,6 60,4 104,0 63,2 66,7 63,2
Egemsa 60,7 63,6 55,4 64,4 62,6 70,4 35,1 60,4 27,4 63,9 61,7 63,9
San Gabán 66,8 33,6 60,2 26,7 66,9 30,4 62,6 26,2 61,3 26,1 39,0 26,1
Río Doble 9,3 0,1 8,2 0,1 12,7 0,2 12,3 0,2 13,9 0,2 7,8 0,2
Huanza 17,9 0,5 28,1 0,8 35,7 20,2 23,5 24,9 37,3 27,4 41,5 27,4
Eepsa 34,3 42,4 17,1 37,4 21,5 41,4 11,1 39,0 10,5 40,8 2,3 40,8
Termoselva 31,3 113,1 32,5 94,8 36,4 105,8 21,9 96,9 28,1 97,6 39,1 97,6
Termochilca 16,4 90,6 23,5 84,4 64,0 86,2 46,9 80,7 50,0 83,5 73,5 83,5
SDF Energía 10,5 24,5 1,9 21,7 20,3 22,9 20,1 22,1 19,2 22,7 20,0 22,7
E. Santa Cruz 21,3 - 18,2 0,2 19,2 0,1 19,9 0,5 18,3 0,9 9,2 0,9
Egesur 10,5 13,9 8,7 12,6 11,3 12,1 9,6 9,4 11,9 8,8 13,4 8,8
Huanchor 11,4 8,8 10,0 8,2 11,2 9,3 10,9 9,5 11,5 10,1 10,0 10,1
AIPSA 8,5 - 6,6 - 7,3 - 7,2 - 6,4 - 8,6 -
Energía Eólica - - - - - - - - - - - -
Aguas y Energía Perú 8,6 6,0 7,4 5,3 8,5 6,2 8,4 6,1 8,4 6,4 5,9 6,4
SDE Piura 17,1 0,0 13,9 0,0 14,9 0,0 14,5 0,0 - 0,0 - 0,0
GEPSA 4,8 0,0 6,0 - 6,0 - 4,5 - 4,7 - 4,6 -
Panamericana Solar 4,4 0,0 4,5 0,0 4,5 0,0 3,8 0,0 3,7 0,0 3,2 0,0
SINERSA 1,5 - 1,4 - 5,0 - 6,3 - 6,9 - 5,2 -
GTS Majes 4,0 0,0 3,9 0,0 4,1 0,0 3,8 0,0 3,9 0,0 3,5 0,0
GTS Tacna 5,0 0,0 4,9 0,0 4,8 0,0 3,3 0,0 3,3 0,0 2,6 0,0
GTS Repartición 3,7 0,0 3,9 0,0 4,1 0,0 3,9 0,0 3,9 0,0 3,6 0,0
Parque Eólico Marcona - - - - - - 2,5 - 7,2 0,0 4,3 0,0
Petramas 2,6 - 2,4 - 2,5 - 1,6 - 1,9 - 2,2 -
Eléctrica Yanapampa 2,6 - 2,3 - 2,5 - 2,6 - 2,5 - 2,4 -
Hidrocañete 2,5 - 2,2 - 2,5 - 2,4 - 2,0 - 2,1 -
Generación Eléctrica de Junín - - - - - - - - - - - -
MAJA Energía 1,8 - 1,4 - 1,2 - 1,9 - 0,4 - 0,3 -
MAPLE Etanol 2,0 1,6 2,4 2,0 - 3,8 0,5 3,5 3,3 2,1 3,2 2,1
Moquegua FV - - - - - - - - - - - -
E. Santa Rosa 0,5 - 0,6 - 0,4 - (0,0) - (0,0) - 0,3 -
EGECSAC - - - - - - - - - - - -
Shougesa - 33,3 - 30,5 - 38,2 - 34,1 - 37,5 - 37,5
Electrosureste - - - - - - 0,8 - 2,1 - - -
Retiros sin Contrato - 7,2 - 15,3 - 7,7 - 5,0 - 3,7 - 3,7
Saldo Res. - 154,5 - 104,5 - 119,9 - 130,2 - 134,8 - 134,8
Total 3 738,9 3 451,5 2 970,0 3 222,6 3 486,0 3 529,2 3 336,7 3 309,6 3 487,2 3 373,5 3 343,0 3 373,5
35
Cuadro Nº 19
Empresa Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro
Enersur 636,8 599,4 569,2 585,6 608,7 588,7 658,2 600,4 550,9 661,1 591,5 661,1
Edegel 695,9 692,5 669,3 678,6 640,8 669,0 630,6 709,3 655,8 703,8 582,3 703,8
Electroperú 602,7 358,2 623,4 363,9 627,3 357,6 647,6 369,5 618,9 356,2 637,9 356,2
Kallpa 549,3 9,7 582,6 10,1 526,0 478,3 512,2 519,3 468,9 495,9 354,3 495,9
Egenor 89,4 149,3 83,4 147,1 96,9 142,1 141,0 145,0 186,7 133,9 242,0 133,9
Statkraft 125,6 142,4 123,5 141,8 122,6 137,3 145,3 141,8 139,8 101,5 148,1 101,5
Egasa 102,4 104,9 104,3 99,1 105,5 96,2 113,0 98,9 89,1 98,5 92,6 98,5
CELEPSA 55,9 109,4 58,9 110,3 56,0 106,0 64,4 112,4 58,9 106,5 88,9 106,5
Fénix Power 141,8 - 139,0 - 91,5 171,6 89,9 176,5 121,4 176,0 198,1 176,0
Chinango 58,0 60,1 43,7 59,8 74,3 59,1 78,4 61,2 82,7 59,7 120,0 59,7
Egemsa 63,4 65,5 63,6 62,1 60,0 62,5 63,1 66,0 60,2 63,7 62,4 63,7
San Gabán 33,0 34,7 29,9 36,2 39,4 35,1 38,4 35,2 57,7 43,5 79,9 43,5
Río Doble 3,9 0,1 2,1 0,1 3,9 0,1 5,7 0,1 8,1 - 12,1 -
Huanza 40,9 22,5 41,8 - 48,3 25,1 52,0 27,8 50,9 35,3 32,0 35,3
Eepsa 61,5 39,8 63,1 40,0 52,6 39,1 56,1 40,9 56,6 40,4 44,4 40,4
Termoselva 29,1 97,9 34,6 99,2 34,1 98,4 29,4 101,6 31,4 99,2 28,0 99,2
Termochilca 7,3 81,5 43,0 81,6 8,4 80,7 2,8 83,0 14,7 82,2 5,1 82,2
SDF Energía 20,8 22,0 21,7 19,8 19,6 21,1 20,6 21,7 19,4 21,1 19,2 21,1
E. Santa Cruz 6,8 0,7 6,1 0,1 9,9 0,1 11,4 0,1 13,1 0,1 20,2 0,1
Egesur 12,3 8,7 13,0 9,0 13,1 9,6 13,6 9,8 24,5 21,0 22,7 21,0
Huanchor 9,9 - 10,1 - 10,3 10,0 10,5 10,2 12,1 11,1 12,9 11,1
AIPSA 9,5 - 8,0 - 8,6 - 10,4 - 7,8 - 8,2 -
Energía Eólica - - 5,6 - 41,6 - 39,8 - 43,5 - 46,3 -
Aguas y Energía Perú 4,9 6,4 6,0 6,2 4,0 6,1 6,9 6,4 7,7 6,6 8,3 6,6
SDE Piura - 0,0 - 0,0 - 0,0 3,9 0,0 7,3 - 7,1 -
GEPSA 4,5 173,6 4,0 173,5 4,7 - 5,2 - 4,4 - 4,4 -
Panamericana Solar 3,6 0,9 4,1 2,6 4,3 0,0 5,0 0,0 4,9 - 5,0 -
SINERSA 4,1 - 4,7 - 4,9 - 4,3 - 3,7 - 2,4 -
GTS Majes 3,7 - 3,9 0,0 3,8 0,0 4,2 0,0 4,3 - 4,3 -
GTS Tacna 3,2 0,0 3,7 0,0 3,0 0,0 4,6 0,0 4,3 - 4,6 -
GTS Repartición 3,8 0,0 3,9 0,0 3,9 0,0 4,3 0,0 4,2 - 4,2 -
Parque Eólico Marcona 7,8 0,0 11,1 0,0 4,3 - 12,9 - 14,7 - 14,6 -
Petramas 2,6 - 2,5 - 2,4 - 2,4 - 2,4 - 2,5 -
Eléctrica Yanapampa 2,1 - 1,7 - 1,5 - 2,3 - 2,4 - 2,6 -
Hidrocañete 2,1 0,0 2,0 0,0 2,3 - 2,4 - 1,3 - 2,4 -
Generación Eléctrica de Junín - - - - - - - - 4,9 - 16,0 -
MAJA Energía 1,6 493,6 1,3 510,9 0,9 - 1,6 - 1,3 - 2,1 -
MAPLE Etanol 3,3 - 0,9 - - 3,3 - 4,2 (0,0) 4,4 (0,0) 4,4
Moquegua FV - - - - - - - - 0,5 - 4,5 -
E. Santa Rosa 0,4 - 0,2 - 0,2 - 0,4 - 0,3 - 0,3 -
EGECSAC - - - - - - - - - - 0,3 -
Shougesa - 39,4 0,0 23,1 - 29,2 - 39,6 (0,0) 30,0 (0,1) 30,0
Electrosureste - - - 24,8 - - - - - - - -
Retiros sin Contrato - 1,4 - 1,7 - 1,2 - 1,4 - 4,5 - 4,5
Saldo Res. - 141,9 - 152,7 - 141,9 - 138,8 - - - -
Total 3 403,9 3 456,5 3 389,8 3 440,1 3 339,3 3 369,6 3 494,6 3 521,1 3 441,4 3 356,2 3 534,5 3 356,2
36
Igualmente en los siguientes cuadros se presenta la evolución mensual de la valorización de la Venta y Compra asociada a las transferencias mensuales de energía.
Cuadro Nº 20
Empresa Venta de Energía (Miles de US$)
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total 2014
AIPSA 165,5 140,6 225,9 181,8 163,5 277,9 226,9 215,0 181,9 184,8 157,4 119,3 2 240,4
CELEPSA 285,8 516,8 657,1 1 256,3 977,1 734,7 - 20,3 - - - 344,7 4 792,8
Chinango - - - 115,5 343,3 - - - 209,5 189,5 394,8 632,0 1 884,7
E. Santa Cruz 412,0 400,2 576,2 511,4 407,5 279,9 134,7 151,5 199,9 196,9 250,1 264,5 3 784,8
Edegel 305,8 - 706,4 - - - - - - - 134,0 - 1 146,2
Eepsa 1 415,0 1 126,4 1 963,2 2 436,2 1 708,5 - 535,6 660,9 839,1 602,5 264,7 142,4 11 694,4
Egasa 424,9 92,6 144,8 93,9 125,2 - - 116,0 166,1 208,2 - - 1 371,6
Egemsa - - - - - 59,3 - - - - - - 59,3
Egenor 1 447,6 2 772,2 5 696,8 2 720,8 2 290,3 861,7 - - - 74,7 975,2 1 293,2 18 132,5
Egesur - - - - 76,6 203,1 86,9 109,5 - 50,2 80,8 20,8 627,9
Electroperú 1 499,8 2 720,2 - 3 517,1 3 817,1 4 845,8 4 482,7 5 357,1 4 711,9 3 727,7 4 140,4 2 646,2 41 465,9
Enersur 758,4 727,2 3 253,7 - - - - - - - - - 4 739,3
GEPSA 133,8 89,4 189,8 130,2 126,7 166,1 110,9 104,3 89,0 93,6 93,5 65,0 1 392,2
Kallpa - - - - - 99,5 710,8 1 145,6 528,5 - - - 2 484,5
MAJA Energía 34,7 28,8 32,3 47,3 7,9 7,8 38,0 32,5 20,3 27,6 29,0 29,7 335,8
San Gabán 371,8 638,0 941,2 856,9 833,9 512,2 - - - - 126,9 318,8 4 599,7
SDF Energía - - - - - - - 7,8 - - - - 7,8
Shougesa - - - - - - - - - - - - -
SINERSA 30,4 31,5 137,1 173,9 173,3 176,2 105,5 137,8 107,2 79,7 78,2 34,5 1 265,4
Termoselva - - - - - - - - - - - - -
E. Santa Rosa 10,3 14,4 13,5 - - 8,2 10,9 5,2 4,7 6,1 6,1 3,8 83,3
Aguas y Energía Perú 35,0 22,7 47,7 39,4 26,2 - - - - 3,5 25,6 16,9 217,0
Petramas 49,9 47,1 77,0 44,6 44,2 63,1 60,8 63,9 52,3 39,9 47,5 36,2 626,6
Hidrocañete 46,4 47,0 77,9 61,8 42,8 67,5 49,2 52,5 45,8 41,1 22,9 33,2 588,1
GTS Repartición 88,0 120,5 165,9 117,1 105,6 143,3 94,4 107,8 66,2 78,5 82,8 60,5 1 230,8
GTS Majes 91,1 120,2 168,5 114,8 105,8 141,1 91,1 107,5 66,1 78,1 84,8 61,8 1 230,8
MAPLE Etanol 10,8 0,2 - - 52,1 79,7 51,6 - - - - - 194,3
SDE Piura 345,0 313,4 502,4 393,9 - - - - - 63,4 141,6 81,4 1 841,1
GTS Tacna 107,4 137,6 189,1 97,0 89,0 103,3 79,9 105,8 51,9 85,9 87,7 65,4 1 200,1
Panamericana Solar 98,6 130,7 178,7 113,3 103,4 128,1 93,6 119,2 82,3 95,1 102,0 73,7 1 318,6
Eléctrica Yanapampa 47,7 50,8 77,1 67,7 58,6 76,9 50,3 45,6 30,2 40,9 49,6 37,1 632,5
Fénix Power 511,8 1 031,2 672,0 - - - - - - - - - 2 215,0
Huanchor 34,3 19,3 35,6 53,2 48,8 79,3 28,4 2,7 25,2 17,5 21,3 16,2 381,8
Termochilca - - - - - 179,3 - - - - - - 179,3
Río Doble 185,3 179,6 418,9 323,5 343,1 271,1 99,4 55,6 63,2 102,2 170,7 180,1 2 392,8
Huanza 416,0 632,5 305,8 - 325,2 535,3 1 081,8 483,3 567,5 426,1 326,3 19,5 5 119,5
Statkraft 899,3 675,3 1 361,9 1 069,1 728,8 146,1 74,0 49,5 - 212,3 551,6 449,6 6 217,4
Energía Eólica - - - - - - - - - - 940,9 727,1 1 667,9
Parque Eólico Marcona - - - - - - - - - - 308,5 219,3 527,8
Generación Eléctrica de Junín - - - - - - - - - - 99,3 210,3 309,5
Moquegua FV - - - - - - - - - - 9,5 65,4 74,9
EGECSAC - - - - - - - - - - - 2,7 2,7
Total 10 262,5 12 826,5 18 816,3 14 536,5 13 124,4 10 246,4 8 297,5 9 256,8 8 108,9 6 726,1 9 803,6 8 271,4 130 277
37
En el siguiente cuadro se presenta los valores mensuales netos por cada empresa, obtenidos como la diferencia entre las ventas y compras de energía. Esta evolución mensual nos muestra el
comportamiento de cada empresa a lo largo del año, en distintas condiciones hidrológicas.
Cuadro Nº 21
Empresa Compra de Energía (Miles de US$)
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total 2014
AIPSA - - - - - - - - - - - - -
CELEPSA - - - - - - 20,5 - 469,8 309,6 45,9 - 845,9
Chinango 34,0 309,4 179,3 - - 73,2 164,1 604,5 - - - - 1 364,5
E. Santa Cruz - - - - - - - - - - - - -
Edegel - 1 932,8 - 1 970,2 855,5 767,0 431,5 884,6 837,3 1 663,0 - 1 661,2 11 003,2
Eepsa - - - - - 1 180,8 - - - - - - 1 180,8
Egasa - - - - - 210,0 64,6 - - - 185,5 174,5 634,7
Egemsa 383,9 627,1 519,0 730,4 18,6 - 73,4 34,3 96,9 101,6 166,1 112,9 2 864,1
Egenor - - - - - - 1 039,2 1 406,1 1 153,5 - - - 3 598,8
Egesur 65,9 115,2 56,5 0,0 - - - - 10,4 - - - 248,0
Electroperú - - 5 752,0 - - - - - - - - - 5 752,0
Enersur - - - 3 145,4 4 193,0 1 913,3 961,9 2 937,2 990,9 330,1 3 743,2 2 203,4 20 418,3
GEPSA - - - - - - - - - - - - -
Kallpa 5 782,8 6 526,2 8 719,8 1 467,0 337,0 - - - - 732,0 1 149,2 2 169,9 26 883,9
MAJA Energía - - - - - - - - - - - - -
San Gabán - - - - - - 582,9 220,6 87,2 2,0 - - 892,6
SDF Energía 386,9 530,5 245,3 184,1 200,9 186,3 71,5 - 29,5 55,9 45,7 43,9 1 980,5
Shougesa 521,5 518,7 1 301,9 965,7 934,1 1 191,0 926,3 363,9 595,7 711,4 917,7 486,3 9 434,2
SINERSA - - - - - - - - - - - - -
Termoselva 1 455,3 741,1 1 837,0 1 905,7 1 113,1 1 352,8 1 083,2 1 198,2 703,9 303,1 777,5 59,5 12 530,4
E. Santa Rosa - - - 0,1 0,1 - - - - - - - 0,2
Aguas y Energía Perú - - - - - 8,1 33,9 12,3 58,4 - - - 112,7
Petramas - - - - - - - - - - - - -
Hidrocañete - - - - - - - - - - - - -
GTS Repartición - - - - - - - - - - - - -
GTS Majes - - - - - - - - - - - - -
MAPLE Etanol - - 104,4 83,6 - - - 62,1 84,0 77,0 89,5 64,2 564,8
SDE Piura - - - - 10,7 8,2 10,1 5,0 13,5 - - - 47,3
GTS Tacna - - - - - - - - - - - - -
Panamericana Solar - - - - - - - - - - - - -
Eléctrica Yanapampa - - - - - - - - - - - - -
Fénix Power - - - 3 431,0 5 349,1 3 519,3 1 118,9 1 279,7 2 177,1 1 960,6 1 395,2 25,4 20 256,4
Huanchor - - - - - - - - - - - - -
Termochilca 1 632,3 1 525,4 101,2 673,9 364,0 - 1 898,2 762,1 1 788,4 1 453,9 1 288,1 1 270,1 12 757,7
Río Doble - - - - - - - - - - - - -
Huanza - - - 75,6 - - - - - - - - 75,6
Statkraft - - - - - - - - 113,0 - - - 113,0
Energía Eólica - - - - - - - - - - - - -
Parque Eólico Marcona - - - - - - - - - - - - -
Generación Eléctrica de Junín - - - - - - - - - - - - -
Moquegua FV - - - - - - - - - - - - -
EGECSAC - - - - - - - - - - - - -
Total 10 262,5 12 826,5 18 816,3 14 632,7 13 376,1 10 410,1 8 480,2 9 770,6 9 209,4 7 700,3 9 803,6 8 271,4 133 560
38
En el siguiente cuadro se presenta los valores mensuales netos por cada empresa, obtenidos como la diferencia entre las ventas y compras de energía. Esta evolución mensual nos muestra el
comportamiento de cada empresa a lo largo del año, en distintas condiciones hidrológicas.
Cuadro Nº 22
Empresa Venta-Compra de Energía (Miles de US$)
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total
AIPSA 165,5 140,6 225,9 181,8 163,5 277,9 226,9 215,0 181,9 184,8 157,4 119,3 2 240,4
CELEPSA 285,8 516,8 657,1 1 256,3 977,1 734,7 (20,5) 20,3 (469,8) (309,6) (45,9) 344,7 3 947,0
Chinango (34,0) (309,4) (179,3) 115,5 343,3 (73,2) (164,1) (604,5) 209,5 189,5 394,8 632,0 520,1
E. Santa Cruz 412,0 400,2 576,2 511,4 407,5 279,9 134,7 151,5 199,9 196,9 250,1 264,5 3 784,8
Edegel 305,8 (1 932,8) 706,4 (1 970,2) (855,5) (767,0) (431,5) (884,6) (837,3) (1 663,0) 134,0 (1 661,2) (9 857,0)
Eepsa 1 415,0 1 126,4 1 963,2 2 436,2 1 708,5 (1 180,8) 535,6 660,9 839,1 602,5 264,7 142,4 10 513,6
Egasa 424,9 92,6 144,8 93,9 125,2 (210,0) (64,6) 116,0 166,1 208,2 (185,5) (174,5) 737,0
Egemsa (383,9) (627,1) (519,0) (730,4) (18,6) 59,3 (73,4) (34,3) (96,9) (101,6) (166,1) (112,9) (2 804,8)
Egenor 1 447,6 2 772,2 5 696,8 2 720,8 2 290,3 861,7 (1 039,2) (1 406,1) (1 153,5) 74,7 975,2 1 293,2 14 533,8
Egesur (65,9) (115,2) (56,5) (0,0) 76,6 203,1 86,9 109,5 (10,4) 50,2 80,8 20,8 379,8
Electroperú 1 499,8 2 720,2 (5 752,0) 3 517,1 3 817,1 4 845,8 4 482,7 5 357,1 4 711,9 3 727,7 4 140,4 2 646,2 35 714,0
Enersur 758,4 727,2 3 253,7 (3 145,4) (4 193,0) (1 913,3) (961,9) (2 937,2) (990,9) (330,1) (3 743,2) (2 203,4) (15 679,0)
GEPSA 133,8 89,4 189,8 130,2 126,7 166,1 110,9 104,3 89,0 93,6 93,5 65,0 1 392,2
Kallpa (5 782,8) (6 526,2) (8 719,8) (1 467,0) (337,0) 99,5 710,8 1 145,6 528,5 (732,0) (1 149,2) (2 169,9) (24 399,5)
MAJA Energía 34,7 28,8 32,3 47,3 7,9 7,8 38,0 32,5 20,3 27,6 29,0 29,7 335,8
San Gabán 371,8 638,0 941,2 856,9 833,9 512,2 (582,9) (220,6) (87,2) (2,0) 126,9 318,8 3 707,1
SDF Energía (386,9) (530,5) (245,3) (184,1) (200,9) (186,3) (71,5) 7,8 (29,5) (55,9) (45,7) (43,9) (1 972,7)
Shougesa (521,5) (518,7) (1 301,9) (965,7) (934,1) (1 191,0) (926,3) (363,9) (595,7) (711,4) (917,7) (486,3) (9 434,2)
SINERSA 30,4 31,5 137,1 173,9 173,3 176,2 105,5 137,8 107,2 79,7 78,2 34,5 1 265,4
Termoselva (1 455,3) (741,1) (1 837,0) (1 905,7) (1 113,1) (1 352,8) (1 083,2) (1 198,2) (703,9) (303,1) (777,5) (59,5) (12 530,4)
E. Santa Rosa 10,3 14,4 13,5 (0,1) (0,1) 8,2 10,9 5,2 4,7 6,1 6,1 3,8 83,1
Aguas y Energía Perú 35,0 22,7 47,7 39,4 26,2 (8,1) (33,9) (12,3) (58,4) 3,5 25,6 16,9 104,3
Petramas 49,9 47,1 77,0 44,6 44,2 63,1 60,8 63,9 52,3 39,9 47,5 36,2 626,6
Hidrocañete 46,4 47,0 77,9 61,8 42,8 67,5 49,2 52,5 45,8 41,1 22,9 33,2 588,1
GTS Repartición 88,0 120,5 165,9 117,1 105,6 143,3 94,4 107,8 66,2 78,5 82,8 60,5 1 230,8
GTS Majes 91,1 120,2 168,5 114,8 105,8 141,1 91,1 107,5 66,1 78,1 84,8 61,8 1 230,8
MAPLE Etanol 10,8 0,2 (104,4) (83,6) 52,1 79,7 51,6 (62,1) (84,0) (77,0) (89,5) (64,2) (370,6)
SDE Piura 345,0 313,4 502,4 393,9 (10,7) (8,2) (10,1) (5,0) (13,5) 63,4 141,6 81,4 1 793,7
GTS Tacna 107,4 137,6 189,1 97,0 89,0 103,3 79,9 105,8 51,9 85,9 87,7 65,4 1 200,1
Panamericana Solar 98,6 130,7 178,7 113,3 103,4 128,1 93,6 119,2 82,3 95,1 102,0 73,7 1 318,6
Eléctrica Yanapampa 47,7 50,8 77,1 67,7 58,6 76,9 50,3 45,6 30,2 40,9 49,6 37,1 632,5
Fénix Power 511,8 1 031,2 672,0 (3 431,0) (5 349,1) (3 519,3) (1 118,9) (1 279,7) (2 177,1) (1 960,6) (1 395,2) (25,4) (18 041,4)
Huanchor 34,3 19,3 35,6 53,2 48,8 79,3 28,4 2,7 25,2 17,5 21,3 16,2 381,8
Termochilca (1 632,3) (1 525,4) (101,2) (673,9) (364,0) 179,3 (1 898,2) (762,1) (1 788,4) (1 453,9) (1 288,1) (1 270,1) (12 578,4)
Río Doble 185,3 179,6 418,9 323,5 343,1 271,1 99,4 55,6 63,2 102,2 170,7 180,1 2 392,8
Huanza 416,0 632,5 305,8 (75,6) 325,2 535,3 1 081,8 483,3 567,5 426,1 326,3 19,5 5 043,9
Statkraft 899,3 675,3 1 361,9 1 069,1 728,8 146,1 74,0 49,5 (113,0) 212,3 551,6 449,6 6 104,4
Energía Eólica - - - - - - - - - - 940,9 727,1 1 667,9
Parque Eólico Marcona - - - - - - - - - - 308,5 219,3 527,8
Generación Eléctrica de Junín - - - - - - - - - - 99,3 210,3 309,5
Moquegua FV - - - - - - - - - - 9,5 65,4 74,9
EGECSAC - - - - - - - - - - - 2,7 2,7
Total - - - (96,0) (252,0) (164,0) (183,0) (514,0) (1 100,0) (974,0) - - (3 283,0)
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
0,0
2 000,0
4 000,0
6 000,0
8 000,0
10 000,0
12 000,0
14 000,0
16 000,0
18 000,0
20 000,0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ctv
US$
/kW
.h
Mile
s d
e U
S$
Transferencia
CMg
4.6.2 EVOLUCIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA EN EL SEIN
En el siguiente gráfico se muestra la relación entre los montos de transferencias y los costos marginales de corto plazo.
Gráfico Nº 41
MONTO DE TRANSFERENCIAS Y CMg
4.6.3 TRANSFERENCIA DE POTENCIA
El cuadro y gráfico siguiente muestran los cobros y pagos realizados por cada empresa generadora, correspondiente a las transferencias
de potencia entre integrantes del COES, durante el año 2014.
CUADRO Nº 23
Empresa Miles US$
Venta Compra
Aguas y Energía Perú 125,5 45,0
AIPSA 614,6 -
CELEPSA 2 523,3 59,0
Chinango 606,4 -
E. Santa Cruz 518,4 -
E. Santa Rosa 13,5 -
Edegel 40,5 7 116,6
Eepsa 416,4 43,3
Egasa 2 394,5 102,8
Egemsa 222,2 623,8
Egenor 8 137,7 -
Egesur 560,7 -
Eléctrica Yanapampa 140,1 -
Electro Sur Este 54,9 0,3
Electroperú 7 498,0 -
Enersur - 7 042,7
Fénix Power 224,5 1 982,4
Generación Eléctrica de Junín
46,7 -
GEPSA 166,9 -
Hidrocañete 140,4 -
Huanchor 27,2 31,4
Huanza 1 879,2 6,0
Kallpa - 9 958,1
MAJA Energía 58,8 -
MAPLE Etanol 66,2 151,9
Petramas 269,5 -
Río Doble 207,0 -
San Gabán 947,6 -
SDE Piura 1 273,6 -
SDF Energía 1,7 611,5
Shougesa 103,7 363,3
SINERSA 309,1 -
Statkraft 2 644,7 -
Termochilca 403,3 1 532,8
Termoselva - 2 965,8
Total 32 636,8 32 636,8
40
-
2 000,0
4 000,0
6 000,0
8 000,0
10 000,0
12 000,0
Egen
or
Elec
tro
per
úSt
atkr
aft
CEL
EPSA
Egas
aH
uan
zaSD
E Pi
ura
San
Gab
ánA
IPSA
Ch
inan
goEg
esu
rE.
San
ta C
ruz
Eep
saTe
rmo
chilc
aSI
NER
SAP
etra
mas
Fén
ix P
ow
erEg
emsa
Río
Do
ble
GEP
SAH
idro
cañ
ete
Eléc
tric
a Ya
nap
amp
aA
guas
y E
ner
gía
Perú
Sho
uge
saM
APL
E Et
ano
lM
AJA
En
ergí
aEl
ectr
o S
ur
Este
Gen
erac
ión
Elé
ctri
ca d
e…Ed
egel
Hu
anch
or
E. S
anta
Ro
saSD
F En
ergí
aTe
rmo
selv
aEn
ersu
rK
allp
a
Ven
ta M
iles
US$
Compra Venta
Gráfico Nº 42
TRANSFERENCIA DE POTENCIA - 2014
En los siguientes cuadros se presenta la evolución mensual de la Venta y Compra de potencia asociada a las transferencias mensuales.
Cuadro Nº 24
Empresa Venta de Potencia (Miles US$)
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total General
Edegel - 40,5 - - - - - - - - - - 40,5
Eepsa 36,9 127,7 51,6 35,9 40,1 32,7 46,6 44,9 - - - - 416,4
Egasa 257,7 349,7 296,6 148,4 110,7 108,8 - - 263,3 334,7 257,6 267,1 2 394,5
Egemsa - - - 59,9 50,4 14,7 - 25,8 71,5 - - - 222,2
Egenor 1 426,3 1 614,5 1 654,2 574,8 459,2 439,1 308,2 417,3 325,6 276,2 315,3 327,0 8 137,7
Egesur 50,3 52,3 57,5 44,6 47,9 46,3 51,9 49,4 32,1 36,9 43,7 47,8 560,7
Electroperú 661,3 904,7 937,3 715,3 613,7 411,5 90,2 602,5 554,5 717,1 549,8 740,2 7 498,0
Enersur - - - - - - - - - - - - -
Kallpa - - - - - - - - - - - - -
San Gabán 161,2 157,1 183,6 70,0 82,5 66,1 70,6 52,8 38,1 12,5 34,9 18,2 947,6
Shougesa 5,5 68,6 - - - - - - - - 29,6 - 103,7
Termoselva - - - - - - - - - - - - -
SDF Energía - - - - - - - 1,7 - - - - 1,7
GEPSA 14,8 15,8 15,9 14,9 14,1 13,6 14,4 14,4 13,2 12,7 11,9 11,5 166,9
Chinango 4,6 192,4 40,1 22,0 43,2 18,2 45,5 60,8 34,6 37,5 49,1 58,5 606,4
E. Santa Cruz 46,5 49,7 49,9 46,8 44,3 42,7 42,4 44,4 40,8 39,0 36,4 35,4 518,4
AIPSA 53,9 49,9 49,9 47,6 38,9 52,1 58,6 50,2 50,9 66,0 48,4 48,2 614,6
CELEPSA 122,8 77,9 190,1 226,2 493,6 510,2 242,5 193,5 121,9 174,1 170,4 - 2 523,3
MAJA Energía 5,5 5,9 5,9 5,6 5,3 1,3 5,4 5,4 5,0 4,7 4,4 4,3 58,8
SINERSA 26,4 28,3 28,4 26,6 25,2 24,3 25,6 25,7 23,7 26,1 24,6 24,0 309,1
E. Santa Rosa 1,4 1,5 1,6 0,0 0,0 1,3 1,4 1,4 1,3 1,2 1,2 1,1 13,5
Aguas y Energía Perú 14,9 - 17,9 - - 8,0 5,3 48,9 - 18,3 10,7 1,4 125,5
Petramas 23,3 24,4 25,0 23,5 22,3 21,5 22,7 22,8 21,0 23,4 20,1 19,5 269,5
Hidrocañete 11,9 12,6 12,8 12,0 11,4 11,0 11,6 11,6 10,7 12,2 11,5 11,2 140,4
MAPLE Etanol - - - - 13,8 25,9 26,5 - - - - - 66,2
SDE Piura 120,4 116,9 128,2 122,6 116,2 113,2 119,6 2,7 112,1 124,0 115,6 82,2 1 273,6
Eléctrica Yanapampa 12,9 13,7 13,8 13,0 12,4 11,9 12,3 10,4 9,5 10,6 10,0 9,7 140,1
Huanchor 6,9 5,7 - - - - 1,4 1,2 - - 10,3 1,7 27,2
Termochilca - 100,3 - - - - 262,9 - - - - 40,1 403,3
Río Doble 32,5 17,2 17,3 16,2 15,5 14,8 15,2 16,0 14,8 16,7 15,7 15,3 207,0
Huanza - 59,6 82,5 11,4 - 173,3 468,4 278,9 262,7 214,2 166,6 161,6 1 879,2
Electro Sur Este - - - 22,7 32,2 - - - - - - - 54,9
Fénix Power - - - - - - - - - - - 224,5 224,5
Statkraft 334,1 341,5 283,0 201,3 152,9 180,0 189,7 140,1 93,9 61,5 295,5 371,4 2 644,7
Generación Eléctrica de Junín - - - - - - - - - - - 46,7 46,7
Total 3 432,0 4 428,3 4 143,0 2 461,2 2 445,7 2 342,3 2 138,9 2 122,9 2 101,2 2 219,5 2 233,4 2 568,4 32 636,8
42
Cuadro Nº 25
Empresa Compra de Potencia (Miles US$)
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total General
Edegel 18,6 - 113,4 257,1 651,3 933,0 1 087,5 707,6 684,1 991,7 911,5 760,8 7 116,6
Eepsa - - - - - - - - 15,4 23,7 2,1 2,1 43,3
Egasa - - - - - - 86,3 16,6 - - - - 102,8
Egemsa 33,3 295,1 83,7 - - - 10,8 - - 26,0 35,8 139,0 623,8
Egenor - - - - - - - - - - - - -
Egesur - - - - - - - - - - - - -
Electroperú - - - - - - - - - - - - -
Enersur 240,8 1 073,8 383,5 999,5 996,5 414,2 347,5 196,7 368,1 130,5 705,5 1 186,1 7 042,7
Kallpa 2 655,5 2 611,3 3 127,0 281,6 26,4 137,5 77,1 164,8 309,1 393,4 68,4 106,1 9 958,1
San Gabán - - - - - - - - - - - - -
Shougesa - - 18,0 10,0 60,1 65,0 102,5 46,2 33,5 22,7 - 5,1 363,3
Termoselva 286,0 262,6 298,3 340,2 210,2 265,4 177,6 188,1 231,9 253,2 222,4 229,9 2 965,8
SDF Energía 104,9 145,5 50,7 50,0 45,7 54,4 32,3 - 27,3 34,4 23,4 42,9 611,5
GEPSA - - - - - - - - - - - - -
Chinango - - - - - - - - - - - - -
E. Santa Cruz - - - - - - - - - - - - -
AIPSA - - - - - - - - - - - - -
CELEPSA - - - - - - - - - - - 59,0 59,0
MAJA Energía - - - - - - - - - - - - -
SINERSA - - - - - - - - - - - - -
E. Santa Rosa - - - - - - - - - - - - -
Aguas y Energía Perú - 2,3 - 2,1 6,7 - - - 33,9 - - - 45,0
Petramas - - - - - - - - - - - - -
Hidrocañete - - - - - - - - - - - - -
MAPLE Etanol 1,2 37,7 2,6 27,4 - - - 6,3 13,2 12,7 13,7 37,2 151,9
SDE Piura - - - - - - - - - - - - -
Eléctrica Yanapampa - - - - - - - - - - - - -
Huanchor - - 3,6 3,6 13,3 6,1 - - 3,5 1,2 - - 31,4
Termochilca 91,8 - 62,1 70,2 268,9 178,0 - 622,0 177,5 46,1 16,2 - 1 532,8
Río Doble - - - - - - - - - - - - -
Huanza - - - - 6,0 - - - - - - - 6,0
Electro Sur Este - - - - - 0,1 0,2 - - - - - 0,3
Fénix Power - - - 419,4 160,6 288,4 217,2 174,7 203,7 284,0 234,4 - 1 982,4
Statkraft - - - - - - - - - - - - -
Generación Eléctrica de Junín
- - - - - - - - - - - - -
Total 3 432,0 4 428,3 4 143,0 2 461,2 2 445,7 2 342,3 2 138,9 2 122,9 2 101,2 2 219,5 2 233,4 2 568,4 32 636,8
43
4.7 PAGO DE PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL Y SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN
4.7.1 PEAJE DE SPT Y SGT
Para el año 2014, el pago del peaje por conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT) y al Sistema Garantizado de Transmisión
(SGT) fue de 311,8 millones de US$, esto incluye el pago a las empresas transmisoras, por sus equipos pertenecientes al SPTy SGT, así
como los Cargos Adicionales que fueron establecido por los Decretos Legislativos N° 1041 y 1002, así como los Decretos de Urgencias
N° 049-2008 y 037-2008.
Cuadro Nº 26
Empresa
Pago (Miles de US$)
SPT y SGT Cargos Adicionales
TOTAL CCVOA-CMG CPRIMA CSS CGA
Edegel 39 834,5 12 008,7 4 755,8 722,7 5 326,4 62 648,1
Enersur 38 556,5 11 277,2 4 589,5 683,4 4 984,6 60 091,3
Kallpa 32 500,8 10 018,2 3 918,5 605,5 4 835,8 51 878,7
Electroperú 21 723,8 6 385,1 2 582,1 384,9 2 104,7 33 180,6
Fénix Power 9 550,1 2 502,7 1 056,8 152,8 336,6 13 599,0
Egenor 8 295,8 2 468,8 984,2 149,2 1 071,5 12 969,5
Egasa 6 940,9 2 109,6 823,5 123,5 785,8 10 783,3
Statkraft 6 440,6 1 800,1 772,8 109,2 944,5 10 067,2
Termoselva 6 377,1 1 905,7 753,7 114,1 511,8 9 662,4
Termochilca 5 976,7 1 543,7 680,5 98,0 339,7 8 638,6
CELEPSA 4 749,5 1 360,5 588,8 89,5 873,3 7 661,6
Chinango 4 358,7 1 313,1 521,3 79,5 210,8 6 483,3
San Gabán 2 887,7 822,2 333,4 50,7 435,2 4 529,2
Eepsa 3 011,2 889,2 360,2 54,0 204,6 4 519,2
Egemsa 2 855,0 868,6 343,3 50,9 362,2 4 480,0
Shougesa 2 453,6 579,0 296,0 33,7 598,5 3 960,9
Egesur 1 349,5 399,7 160,9 24,2 70,1 2 004,4
Huanza 1 034,6 284,9 100,4 18,2 286,6 1 724,7
SDF Energía 949,0 292,4 112,1 17,0 184,4 1 555,0
Huanchor 556,6 169,8 65,8 10,0 66,3 868,6
Aguas y Energía Perú 250,2 83,3 30,4 4,6 37,2 405,6
MAPLE Etanol 59,7 2,3 6,5 0,9 7,8 77,2
SDE Piura 18,9 6,5 2,5 0,4 1,1 29,4
E. Santa Cruz 3,1 0,4 0,3 0,0 0,3 4,2
Petramas 0,8 0,3 0,1 0,0 0,0 1,2
Hidrocañete 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1
Total 200 734,9 59 092,0 23 839,5 3 577,0 24 579,9 311 823,2
SPT y SGT: Sistema Principal y Garantizado de Transmisión
CSS: Compensación por Seguridad de Suministro
CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo Marginal
CGA: Compensación por Generación Adicional
CPRIMA: Cargo por Prima de centrales RER
44
-
10 000,0
20 000,0
30 000,0
40 000,0
50 000,0
60 000,0
70 000,0
Edeg
el
Ener
sur
Kal
lpa
Elec
tro
per
ú
Fén
ix P
ow
er
Egen
or
Egas
a
Stat
kraf
t
Term
ose
lva
Term
och
ilca
CEL
EPSA
Ch
inan
go
San
Gab
án
Eep
sa
Egem
sa
Sho
uge
sa
Eges
ur
Hu
anza
SDF
Ener
gía
Hu
anch
or
Agu
as y
En
ergí
a…
MA
PLE
Eta
no
l
SDE
Piu
ra
E. S
anta
Cru
z
Pe
tram
as
Hid
roca
ñet
e
Ven
ta M
iles
US$
SPT y SGT Cargos Adicionales
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
43,3%37,2%43,3%51,0%
69,8%
44,0%34,7%
24,2%
41,7%52,8%
64,5%
56,7%62,8%56,7%49,0%
30,2%
2,4%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
53,6%65,3%
75,8%
58,3%47,2%
35,5%
Mile
s U
S$
Cargos Adicionales
GRP
SPT
Gráfico Nº 43
PAGO DEL PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN - 2014
Gráfico Nº 44
EVOLUTIVO DEL PCSPT
45
4.8 POTENCIA FIRME
4.8.1 POTENCIA FIRME POR EMPRESA
La Potencia Firme del SEIN correspondiente a diciembre 2014, fue de 7 833,0 MW; de los cuales 3 150,4 MW fueron hidroeléctricos,
4 667,0 MW fueron termoeléctricos y 15,6 MW fueron renovables.
Cuadro Nº 27
Empresa Potencia Firme a Diciembre 2014 Participación
Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable
Edegel 556 886 - 1 442 38,5% 61,5% -
Enersur 137 1 131 - 1 268 10,8% 89,2% -
Kallpa - 1 043 - 1 043 - 100,0% -
Electroperú 886 16 - 902 98,2% 1,8% -
Fénix Power - 826 - 826 - 100,0% -
Egenor 357 - - 357 100,0% - -
Egasa 162 136 - 298 54,2% 45,8% -
Statkraft 259 - - 259 100,0% - -
CELEPSA 222 - - 222 100,0% - -
Termochilca - 205 - 205 - 100,0% -
Termoselva - 175 - 175 - 100,0% -
Chinango 165 - - 165 100,0% - -
San Gabán 113 5 - 118 95,6% 4,4% -
Eepsa - 103 - 103 - 100,0% -
Huanza 97 - - 97 100,0% - -
Egemsa 89 - - 89 100,0% - -
Shougesa - 65 - 65 - 100,0% -
Egesur 35 23 - 58 60,5% 39,5% -
SDE Piura - 26 - 26 - 100,0% -
SDF Energía - 26 - 26 - 100,0% -
Huanchor 20 - - 20 100,0% - -
Generación Eléctrica de Junín
16 - - 16 100,0% - -
Aguas y Energía Perú 12 - - 12 100,0% - -
AIPSA - - 11 11 - - 100,0%
E. Santa Cruz 8 - - 8 100,0% - -
SINERSA 6 - - 6 100,0% - -
Petramas - - 5 5 - - 100,0%
Río Doble 4 - - 4 100,0% - -
GEPSA 3 - - 3 100,0% - -
Hidrocañete 3 - - 3 100,0% - -
Eléctrica Yanapampa 2 - - 2 100,0% - -
MAJA Energía 1 - - 1 100,0% - -
E. Santa Rosa 0 - - 0 100,0% - -
MAPLE Etanol - - - - - - -
GTS Majes - - - - - - -
GTS Repartición - - - - - - -
GTS Tacna - - - - - - -
Panamericana Solar - - - - - - -
Total 3 150,4 4 667,0 15,6 7 833,0 40,2% 59,6% 0,2%
46
-
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
Edeg
el
Ener
sur
Kal
lpa
Elec
tro
per
ú
Fén
ix P
ow
er
Egen
or
Egas
a
Stat
kraf
t
CEL
EPSA
Term
och
ilca
Term
ose
lva
Ch
inan
go
San
Gab
án
Eep
sa
Hu
anza
Otr
os
MW
Renovable
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
Edegel18,4%
Enersur. 16,2%
Kallpa13,3%Electroperú
11,4%
Fénix Power10,5%
Egenor4,6%
Egasa3,8%
Statkraft3,2%
CELEPSA2,8%
Termochilca2,6%
Termoselva2,2%
Chinango2,1%
San Gabán1,5%
Eepsa1,3%
Huanza1,2%
Otros4,5%
Gráfico Nº 45
POTENCIA FIRME POR EMPRESA Y FUENTE DE ENERGÍA A DICIEMBRE DEL 2014
Nota: En Otros se incluyen a las empresas Egemsa, Shougesa, Egesur, SDE Piura, SDF Energía, Huanchor, Generación Eléctrica de Junín, Aguas y Energía Perú, AIPSA, E. Santa Cruz, SINERSA, Petramas, Río Doble, GEPSA, Hidrocañete, Eléctrica Yanapampa, MAJA Energía, E. Santa Rosa, MAPLE Etanol, GTS Majes, GTS Repartición, GTS Tacna y Panamericana Solar.
La participación de las empresas en la potencia firme de diciembre del año 2014 es mostrada en el siguiente gráfico:
Gráfico Nº 46
POTENCIA FIRME POR EMPRESA (MW)
En el siguiente cuadro se presenta una comparación de los valores de la potencia firme y la potencia efectiva, desagregado por fuente
de energía, para las diferentes empresas del SEIN. Los valores corresponden al mes de diciembre del año 2014.
47
Cuadro Nº 28
Empresa Potencia Firme Potencia Efectiva
Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total
Edegel 556 886 - 1 442 561 898 - 1 459
Enersur 137 1 131 - 1 268 137 1 144 - 1 281
Kallpa - 1 043 - 1 043 - 1 056 - 1 056
Electroperú 886 16 - 902 886 16 - 902
Fénix Power - 826 - 826 - 853 - 853
Egenor 357 - - 357 374 - - 374
Egasa 162 136 - 298 176 139 - 315
Statkraft 259 - - 259 271 - - 271
CELEPSA 222 - - 222 222 - - 222
Termochilca - 205 - 205 - 209 - 209
Termoselva - 175 - 175 - 175 - 175
Chinango 165 - - 165 194 - - 194
San Gabán 113 5 - 118 113 5 - 119
Eepsa - 103 - 103 - 103 - 103
Huanza 97 - - 97 97 - - 97
Egemsa 89 - - 89 89 - - 89
Shougesa - 65 - 65 - 66 - 66
Egesur 35 23 - 58 35 23 - 58
SDE Piura - 26 - 26 - 27 - 27
SDF Energía - 26 - 26 - 28 - 28
Huanchor 20 - - 20 20 - - 20
Generación Eléctrica de Junín
16 - - 16 40 - - 40
Aguas y Energía Perú 12 - - 12 12 - - 12
AIPSA - - 11 11 - 12 - 12
E. Santa Cruz 8 - - 8 34 - - 34
SINERSA 6 - - 6 10 - - 10
Petramas - - 5 5 - - 5 5
Río Doble 4 - - 4 19 - - 19
GEPSA 3 - - 3 10 - - 10
Hidrocañete 3 - - 3 4 - - 4
Eléctrica Yanapampa 2 - - 2 4 - - 4
MAJA Energía 1 - - 1 3 - - 3
E. Santa Rosa 0 - - 0 2 - - 2
MAPLE Etanol - - - - - - 29 29
GTS Majes - - - - - - - -
GTS Repartición - - - - - - - -
GTS Tacna - - - - - - - -
Panamericana Solar - - - - - - - -
Parque Eolico Marcona - - - - - - - -
Energia Eolica S.A. - - - - - - - -
Moquegua FV - - - - - - - -
Empresa de Generación Canchayllo
- - - - 5 - - 5
Reserva Fria ILO - - - - - 460 - 460
Reserva Fria TALARA - - - - - 186 - 186
Total 3 150 4 667 16 7 833 3 318 5 401 34 8 753
En los siguientes gráficos se presenta una comparación de la potencia firme y efectiva de los valores correspondientes a diciembre de
2014, desagregada por hidroeléctricas y termoeléctricas, respectivamente.
Gráfico Nº 47
POTENCIA TERMOELÉCTRICA - FIRME Y EFECTIVA
-
200
400
600
800
1 000
1 200
Edeg
el
Ener
sur
Kal
lpa
Elec
tro
per
ú
Fén
ix P
ow
er
Egen
or
Egas
a
Stat
kraf
t
CEL
EPSA
Term
och
ilca
Term
ose
lva
Ch
inan
go
San
Gab
án
Eep
sa
Otr
os Potencia Firme
Termoeléctrica
Potencia EfectivaTermoeléctrica
48
Gráfico Nº 48
POTENCIA HIDROELÉCTRICA - FIRME Y EFECTIVA
En el cuadro y gráfico siguientes se presenta la evolución de la Potencia Firme a lo largo del año 2014.
Cuadro Nº 29
Empresa Potencia Firme
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Edegel 1 332,2 1 330,5 1 330,5 1 329,8 1 329,8 1 315,2 1 241,8 1 241,1 1 236,5 1 211,7 1 321,9 1 442,3
Eepsa 114,5 114,2 114,2 114,3 114,3 114,3 114,3 114,3 102,6 102,6 102,6 102,6
Egasa 295,2 293,9 297,9 298,0 298,4 298,3 298,4 292,5 292,8 296,1 296,1 297,8
Egemsa 88,8 88,8 88,8 119,7 119,7 100,3 100,3 100,3 100,3 88,8 100,0 88,8
Egenor 601,5 601,3 601,4 411,0 411,0 411,0 411,0 411,2 356,6 357,1 357,1 357,1
Egesur 57,8 57,7 57,8 57,8 57,8 57,8 57,8 57,7 57,7 57,7 57,7 57,7
Electroperú 1 104,3 1 104,4 1 104,7 1 104,8 1 105,1 1 105,4 1 065,7 1 074,1 1 074,4 1 106,7 902,2 902,2
Enersur 1 243,1 1 244,2 1 245,0 1 245,7 1 243,9 1 244,9 1 245,7 1 251,5 1 231,1 1 232,2 1 266,7 1 267,6
Kallpa 844,2 845,1 846,1 1 037,4 1 037,5 1 036,8 1 038,1 1 041,3 1 042,3 1 043,2 1 042,8 1 043,1
San Gabán 118,3 118,3 118,3 118,3 118,3 118,3 118,3 118,3 118,4 118,4 118,4 118,4
Shougesa 64,8 64,8 64,9 64,7 64,7 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0
Termoselva 170,2 170,2 170,2 170,2 172,4 172,2 172,1 174,9 174,9 174,9 174,9 174,9
SDF Energía 14,4 2,8 27,7 28,3 26,1 28,1 28,3 29,4 27,6 28,0 27,3 25,9
GEPSA 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 2,6 2,6 2,6
Chinango 165,4 165,4 165,4 165,4 165,4 165,4 165,4 165,4 165,4 165,5 165,5 165,5
E. Santa Cruz 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 9,8 8,3 8,3 8,3
CELEPSA 222,2 222,2 222,2 222,2 222,2 222,2 222,2 222,2 222,2 221,8 221,8 221,8
Termochilca - - - - - - - - - - 204,8 205,1
MAJA Energía 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 0,3 1,2 1,2 1,2 1,0 1,0 1,0
SINERSA 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5,5
E. Santa Rosa 0,3 0,3 0,3 - - 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
Aguas y Energía Perú
10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 10,7 12,0 12,0 12,0
Hidrocañete 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,6 2,6 2,6
SDE Piura 26,2 26,3 26,3 26,4 26,1 26,2 26,2 26,2 26,3 26,3 26,4 26,4
Panamericana Solar
- - - - - - - - - - - -
AIPSA 11,4 9,8 9,8 10,0 8,6 11,9 12,7 10,8 12,0 14,0 10,9 11,1
Petramas 5,0 5,0 5,0 5,0 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 4,5 4,5
MAPLE Etanol 8,5 10,2 - 3,2 12,6 14,7 13,5 4,8 - - - -
GTS Majes - - - - - - - - - - - -
Eléctrica Yanapampa
2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2
Huanchor 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6
GTS Repartición - - - - - - - - - - - -
GTS Tacna - - - - - - - - - - - -
Río Doble 3,4 3,4 3,4 3,4 3,4 3,4 3,4 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5
Huanza - 47,6 47,6 47,6 47,6 96,8 96,8 96,8 96,8 96,8 96,8 96,8
Electro Sur Este - - - 9,7 9,7 - - - - - - -
Fénix Power - - - 173,9 620,2 272,4 272,4 272,7 275,8 273,5 273,8 826,2
Statkraft 258,4 258,4 258,4 258,4 258,4 258,4 258,4 258,4 258,4 258,9 258,9 258,9
Generación Eléctrica de Junín
- - - - - - - - - - - 15,8
Total 6 805,3 6 840,1 6 861,1 7 080,1 7 533,4 7 198,6 7 088,5 7 092,3 7 000,5 7 001,8 7 153,6 7 833,0
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Edeg
el
Ener
sur
Kal
lpa
Elec
tro
per
ú
Fén
ix P
ow
er
Egen
or
Egas
a
Stat
kraf
t
CEL
EPSA
Term
och
ilca
Term
ose
lva
Ch
inan
go
San
Gab
án
Eep
sa
Otr
os
Potencia FirmeHidroeléctrica
Potencia EfectivaHidroeléctrica
49
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
MW
Renovable
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
Gráfico Nº 49
EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA FIRME - 2014
50
4.9 ENERGÍA FIRME CONTRATADA
En el siguiente gráfico se muestra la energía vendida durante el año 2014 por los distintos grupos económicos, comparando dichos
valores con la Energía Firme (EF). La venta de energía de estas empresas alcanzó los 35 992 GW.h comparada con una energía firme de
53 151 GW.h.
Cuadro Nº 30
Grupo Económico Empresa Ventas de Energía (GW.h)
Energía Firme (GW.h)
(Energía Firme / Ventas de Energía) -1
A Empresas Distribuidoras
A Clientes Libres Total
Estado
Electroperú 2 879 1 396 4 275 5 656 32%
Egasa 875 360 1 235 1 604 30%
Egemsa 508 245 753 759 1%
San Gabán 230 301 531 720 36%
Egesur 244 0 244 291 19%
Total Estado 4 737 2 301 7 038 9 031 28%
Endesa
Edegel 4 339 3 607 7 945 9 088 14%
Chinango 722 5 727 997 37%
Eepsa 437 61 498 903 81%
Total Endesa 5 497 3 672 9 170 10 988 20%
Duke Energy Egenor 976 600 1 576 3 781 140%
Termoselva 897 304 1 201 1 360 13%
Total Duke Energy 1 872 904 2 777 5 141 85%
SN Power Statkraft 497 942 1 439 1 373 -5%
Total SN Power 497 942 1 439 1 373 -5%
Suez Enersur 5 016 2 396 7 412 9 826 33%
Total Suez 5 016 2 396 7 412 9 826 33%
Globeleq Kallpa 3 501 2 482 5 983 7 084 18%
Total Globeleq 3 501 2 482 5 983 7 084 18%
Celepsa Celepsa 391 873 1 264 1 528 21%
Total Celepsa 391 873 1 264 1 528 21%
Fénix Power Fénix Power 0 0 0 3 401 -
Total Fénix Power 0 0 0 3 401 -
Huanza Huanza 0 0 0 337 -
Total Huanza 0 0 0 337 -
Termochilca Termochilca 0 0 0 2 423 -
Total Termochilca 0 0 0 2 423 -
Otros
Huanchor 24 106 130 117 -10%
Shougesa 5 387 393 503 28%
E. Santa Cruz 0 0 0 148 -
SDF Energía 72 123 196 247 27%
GEPSA 0 0 0 37 -
SINERSA 101 0 101 50 -51%
AIPSA 0 0 0 91 -
Maja Energía 0 0 0 28 -
Aguas y Energía Perú 0 74 74 55 -26%
E. Santa Rosa 16 0 16 9 -43%
Petramas 0 0 0 39 131805%
SDE Piura 0 0 0 226 -
Hidrocañete 0 0 0 27 -
MAPLE Etanol 0 0 0 184 -
GTS Majes 0 0 0 33 -
GTS Repartición 0 0 0 32 -
GTS Tacna 0 0 0 40 -
Panamericana Solar 0 0 0 41 -
Río Doble 0 0 0 85 -
Eléctrica Yanapampa 0 0 0 29 -
Total Otros 219 691 910 2 020 122%
Total SEIN 21 730 14 262 35 992 53 151 48%
51
-10 000
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
os
Tota
l
GW
.h
A Empresas Distribuidoras
A Clientes Libres
Energía Firme
Balance
Gráfico Nº 50
ENERGÍA FIRME CONTRATADA - 2014
52
4.10 EVENTOS
En el siguiente cuadro se presenta un resumen con los principales eventos registrados a lo largo del año 2014, a nivel de las unidades
de generación termoeléctrica e hidroeléctrica.
Cuadro Nº 31
Principales Mantenimientos Ejecutados
Empresa Central Unidad Potencia
(MW) Fecha Inicio Fecha Final Días Descripción
Termoselva AGUAYTIA TG1 84,9 10-ene-14 09-feb-14 29 Inspección tipo C
Termoselva AGUAYTIA TG2 85,447 01-may-14 01-jun-14 31 Inspección tipo C
Egenor CAÑON DEL PATO
G3 43,9 02-ago-14 01-oct-14 5 Mantenimiento mayor de turbina y Revisión general de generador
Enersur CHILCA I TG1 250 08-may-14 18-may-14 10 Mantenimiento correctivo
Enersur CHILCA I TG3 260 18-ago-14 28-ago-14 11 Inspección y lavado de compresor off line
Enersur CHILCA G2 250 18-mar-14 30-abr-14 43 Mantenimiento mayor
Chinango CHIMAY G2 75,4 16-may-14 24-jul-14 7 Mantenimiento de Alternador
Chinango CHIMAY G2 75,4 16-may-14 24-jul-14 69 Mantenimiento de Alternador
Chinango CHIMAY G1 75,54 01-ene-14 25-abr-14 115 Reparación de bobinados generador
Fénix Power FENIX TG12 180 23-may-14 09-jun-14 17 Inspección y limpieza de HRSG12 y condensador
Fénix Power FENIX TV10 280 23-may-14 10-jun-14 18 Inspección y limpieza de HRSG12 y condensador. Hermeticidad del condensador
Kallpa KALLPA TG1 282 14-feb-14 22-feb-14 9 Inspección de combustión
Kallpa KALLPA TG3 190 07-nov-14 16-nov-14 9 Mantenimiento de la unidad
Egemsa MACHUPICCHU CENTRAL 90 16-abr-14 22-may-14 36 Obras de interconexión con la CH. Santa teresa
Electroperú MANTARO G3 114 18-jun-14 01-jul-14 13 Mantenimiento correctivo cojinetes
MAPLE Etanol MAPLE CENTRAL 15 14-ago-14 01-ene-15 8 Mantenimiento por falla en el desfibrador y mantenimiento anual
Termochilca OLLEROS TG1 209,04 12-ene-14 21-ene-14 10 Ajustes en el sistema de regulación de gas de la planta
Termochilca OLLEROS TG1 209,04 05-jul-14 14-jul-14 10 Cambio de cojinete del generador y lavado de compresor. Pruebas funcionales de relés de protección del generador y pruebas eléctricas del generador
Termochilca OLLEROS TG1 209,04 04-feb-14 18-feb-14 14 Mantenimiento del cojinete lado generador de la turbina a gas
Electroperú RESTITUCION G3 74 15-ago-14 22-ago-14 8 Cambio de sello de servicio e inspección de rodete
Electroperú RESTITUCION G1 69 08-jul-14 21-jul-14 13 Instalación, montaje y pruebas
Electroperú RESTITUCION G3 101 17-jun-14 01-jul-14 14 Instalación montaje nuevos rat-implementación nuevo scada-instalación registrador de fallas
Edegel SANTA ROSA TG8 199,83 04-ene-14 01-feb-14 28 Reparación de turbina
Edegel VENTANILLA TV-3 176,1 01-abr-14 10-abr-14 10 Inspección de unidad
Enersur YUNCAN CENTRAL 136,7 21-ene-14 01-feb-14 11 Inspección de túneles de aducción
Fuente: Boletines mensuales de Operación 2014
53
Otros Eventos Importantes
Empresa Central Unidad Potencia
(MW) Fecha Inicio Descripción
EGECSAC CANCHAYLLO G01 5 01-dic-14 Entrada en operación comercial
EGECSAC CANCHAYLLO G02 5 01-dic-14 Entrada en operación comercial
Energía Eólica CUPISNIQUE Cupisnique 0 01-ago-14 Entrada en operación comercial
Energía Eólica TALARA Talara 0 01-ago-14 Entrada en operación comercial
Fénix Power FENIX TG11 0 01-ene-14 Entrada en operación comercial
Fénix Power FENIX TV10 280 01-ene-14 Entrada en operación comercial
Generación Eléctrica de Junín
Runatullo3 Runatullo3 20 01-nov-14 Entrada en operación comercial
Huanza HUANZA G1 96,76 01-abr-14 Entrada en operación comercial
MAPLE Etanol MAPLE TV1 29,47 01-abr-14 Entrada en operación comercial
Moquegua FV Moquegua GenSol 0 01-nov-14 Entrada en operación comercial
Parque Eólico Marcona
MARCONA Marcona 32 25-abr-14 Entrada en operación comercial
San Gabán BELLAVISTA ALCO 1,6 01-mar-14 Entrada en operación comercial
Kallpa LAS FLORES
LAS FLORES 192 01-abr-14 Transferencia de Egenor a Kallpa por Resolución Ministerial N° 160-2014-MEM/DM
54
EVOLUCIÓN DE PRINCIPALES INDICADORES
55
5.1 CONCENTRACIÓN EN EL SEIN
5.1.1 POR PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La producción de energía por Grupo Económico y Empresa del SEIN para el año 2014, muestra una mayoritaria participación de las
empresas del Estado y de las empresas del Grupo Endesa. Por otro lado, el Sector Privado tiene mayor participación que el Sector
Estatal, en la generación de energía eléctrica en el SEIN.
Cuadro Nº 32
Grupo Económico Empresa Producción GW.h
Estado
Electroperú 7 041
Egasa 1 293
Egemsa 688
San Gabán 775
Egesur 274
Total Estado 10 070
Endesa
Edegel 7 890
Chinango 958
Eepsa 455
Total Endesa 9 303
Duke Energy Egenor 2 119
Termoselva 380
Total Duke Energy 2 499
SN Power Statkraft 1 728
Total SN Power 1 728 Suez Enersur 7 098
Total Suez 7 098
Globeleq Kallpa 5 958
Total Globeleq 5 958
Celepsa Celepsa 1 167
Total Celepsa 1 167
Fénix Power Fénix Power 1 513
Total Fénix Power 1 513
Huanza Huanza 454
Total Huanza 454
Termochilca Termochilca 356
Total Termochilca 356
Otros
Huanchor 152
Shougesa 3
E. Santa Cruz 176
SDF Energía 216
GEPSA 58
AIPSA 97 SINERSA 50
MAJA Energía 16
Aguas y Energía Perú 86
E. Santa Rosa 4
Petramas 30
SDE Piura 80
Hidrocañete 27
MAPLE Etanol 49
GTS Majes 48
GTS Repartición 47
GTS Tacna 47
Eléctrica Yanapampa 28
Empresa Eléctrica Río Doble 100
Panamericana Solar 52
Generación Eléctrica de Junín 17
EGECSAC 0
Electro Sur Este 3
Energía Eólica 177
Parque Eólico Marcona 80 Moquegua FV 5
Total Otros 1 649
Total SEIN 41 796
56
Estado24,1%
Endesa22,3%
Duke Energy6,0%
SN Power4,1%
Suez17,0%
Globeleq14,3%
Celepsa2,8%
Fénix Power3,6%
Huanza1,1%
Termochilca0,9%
Otros3,9%
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
osEn
ergí
a (G
W.h
)
Producción de energía (GW.h) Ventas de energía a usuario final (GW.h)
Tal como se aprecia en el gráfico adjunto, las empresas del Estado participan con el 24,1% de la producción de energía en el SEIN, las
empresas del Grupo Endesa lo hacen con un 22,3%, en tanto que el 53,7% es cubierto fundamentalmente por Suez, Duke Energy,
Globeleq, SN Power y otros pequeños grupos.
Gráfico Nº 51
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR GRUPO ECONÓMICO - 2014
GRÁFICO Nº 52
PRODUCCIÓN Y VENTA A USUARIO FINAL Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
El índice más utilizado para medir el grado de concentración en un mercado, es el Herfindahl-Hirschman (HHI). Para el mercado eléctrico
peruano, a nivel generación se tiene:
Cuadro Nº 33
Grupo Económico Producción GW.h Participación
de Mercado (%) HHI
Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable
Estado 9 355 715 - 24,1% 580
Endesa 4 592 4 712 - 22,3% 496
Duke Energy 2 071 428 - 6,0% 36
SN Power 1 728 - - 4,1% 17
Suez 921 6 177 - 17,0% 288
Globeleq - 5 958 - 14,3% 203
Celepsa 1 167 - - 2,8% 8
Fénix Power - 1 513 - 3,6% 13
Huanza 454 - - 1,1% 1
Termochilca - 356 - 0,9% 1
Otros 715 302 632 3,9% 16
Total Otros 21 003 20 161 632 100,0% 1 658
57
0
100
200
300
400
500
600
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
os
580
496
36 17
288
203
8 13 1 1 16
3 001 2 9882 812 2 783 2 730
2 5962 348 2 330
2 108 2 0721 914 1 872
1 658
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Este valor se encuentra dentro del rango que caracteriza un mercado altamente concentrado, donde el Estado y Endesa son los
principales actores.
Gráfico Nº 53
HHI POR GRUPO ECONÓMICO 2014
La evolución del HHI muestra una disminución en los últimos años, sin embargo, el mercado eléctrico del SEIN, sigue siendo altamente
concentrado.
Gráfico Nº 54
EVOLUCIÓN DEL HHI
Mo
der
adam
ente
con
cen
trad
o
Alt
ame
nte
con
cen
trad
o
58
-10,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
Mill
on
es U
S$
Estado Endesa Duke Energy SN Power Suez Globeleq
Celepsa Fénix Power Huanza Termochilca Otros
5.2 CONCENTRACIÓN Y UTILIDAD
Para la elaboración de cuadros y gráficos se empleó la utilidad neta informada por las empresas en sus estados financieros, no
contándose con ésta información de las empresas generadoras S. M. Corona, E. Santa Cruz, SDF Energía y GEPSA.
La utilidad neta acumulada muestra una tendencia creciente para cada grupo económico.
Cuadro Nº 34
Utilidad Neta Acumulada por Grupo Económico Millones US$
Descripcion Grupo Empresa Al Trimestre I Al Trimestre II Al Trimestre III Al Trimestre IV
Estado Electroperú 29,3 59,3 104,2 173,4
Egasa 2,5 7,1 11,8 14,6
Egesur 0,3 0,9 1,5 1,6
San Gabán 4,0 9,4 12,6 16,3
Egemsa 3,5 2,7 5,7 7,2
Endesa Eepsa 5,3 9,9 11,7 15,1
Chinango 3,9 9,3 12,5 25,0
Edegel 38,6 87,3 116,6 176,8
Duke Energy Termoselva 4,0 7,2 11,9 19,9
Egenor 12,9 31,4 33,6 50,5
SN Power Statkraft 10,1 18,1 19,9 18,5
Suez Enersur 38,2 72,2 106,9 137,4
Globeleq Kallpa 13,4 26,2 22,9 19,6
Celepsa Celepsa 5,3 7,9 5,8 5,7
Fénix Power Fénix Power 0,0 0,0 0,0 0,0
Huanza Huanza 0,0 0,0 0,0 0,0
Termochilca Termochilca 0,0 0,0 0,0 0,0
Otros SINERSA 0,7 3,0 3,0 2,2
Shougesa 2,1 3,2 4,8 6,5
Gráfico Nº 55
UTILIDAD NETA POR GRUPO ECONÓMICO - 2014
59
-5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
Estado
Endesa
Duke Energy
SN Power
Suez
Globeleq
Celepsa
Fénix Power
Huanza
Termochilca
Otros
-0,5
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
Estado
Endesa
Duke Energy
SN Power
Suez
Globeleq
Celepsa
Fénix Power
Huanza
Termochilca
Otros
-500,0
0,0
500,0
1 000,01 500,0
2 000,0
2 500,0
3 000,0
3 500,0
4 000,0
4 500,05 000,0
5 500,0
6 000,0
-50,0
0,0
50,0
100,0
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
GW
.h
Mill
on
es U
S$
Estado Endesa Duke EnergySN Power Suez GlobeleqCelepsa Fénix Power HuanzaTermochilca Otros Producción HidroeléctricaProducción Termoeléctrica Producción Renovable
En los siguientes gráficos se muestra la utilidad neta obtenida por cada unidad de energía producida, durante el año 2014 por grupo
económico.
Gráfico Nº 56
UTILIDAD POR ENERGÍA PRODUCIDA POR GRUPO ECONÓMICO - 2014
Gráfico Nº 57
UTILIDAD POR ENERGÍA VENDIDA POR GRUPO ECONÓMICO - 2014
En el siguiente gráfico se muestra la relación entre la producción hidroeléctrica y termoeléctrica con la utilidad neta obtenida por cada
grupo económico.
GRÁFICO Nº 58
PRODUCCIÓN Y UTILIDAD NETA - 2014
60
-1,0
-0,5
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
ctv.
US$
/kW
.h
Electroperú
Egasa
Egesur
San Gabán
Egemsa
Eepsa
Edegel
Termoselva
Egenor
Statkraft
Enersur
Kallpa
Celepsa
SINERSA
Shougesa
En este gráfico se puede observar que existe una relación directa entre la producción hidroeléctrica y la utilidad.
Gráfico Nº 59
UTILIDAD POR KW.h VENDIDO - 2014
61
-50,0
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
450,0
-20 000
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
m3
/ s
Mill
on
es U
S$
Estado Endesa Duke Energy SN PowerSuez Globeleq Celepsa Fénix PowerHuanza Termochilca Otros MantaroRimac-Santa Eulalia
5.3 CAUDAL NATURAL Y UTILIDAD
En el siguiente cuadro se presentan las utilidades netas por grupo económico (en miles de US$), conjuntamente con el caudal natural
de los ríos Mantaro y Rímac – Santa Eulalia (en m3/ s).
Cuadro Nº 35
Grupo Económico (miles de US$)
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
Estado 39 741,7 39 707,4 56 305,6 77 298,1
Endesa 47 851,3 58 572,5 34 249,8 76 155,8
Duke Energy 16 948,8 21 692,9 6 829,6 24 923,1
SN Power 10 050,9 8 033,4 1 803,8 -1 399,8
Suez 38 248,5 33 930,3 34 673,6 30 577,7
Globeleq 13 401,8 12 766,7 -3 249,3 -3 347,7
Celepsa 5 331,8 2 522,5 -2 018,2 -88,4
Fénix Power 0,0 0,0 0,0 0,0
Huanza 0,0 0,0 0,0 0,0
Termochilca 0,0 0,0 0,0 0,0
Otros 2 804,0 3 337,8 1 673,7 884,5
Caudales (m3/s)
Mantaro 411,8 139,2 78,6 91,7
Rimac-Santa Eulalia 39,0 20,4 10,1 15,2
En el siguiente gráfico se puede apreciar una relación directa entre el Caudal Natural y la Utilidad Neta en los grupos económicos con
alta participación de generación hidroeléctrica.
Gráfico Nº 60
CAUDAL NATURAL Y UTILIDAD NETA - 2014
62
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ctv
US$
/kW
.h
GW
.h
EnergíaRenovableEnergíaTermoeléctricaEnergíaHidroeléctricaCMg Ponderado
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ctv
US$
/kW
.h
GW
.h
Bagazo+Biogas+Solar
Diesel
Residual
Carbón
Gas Natural
CMg Ponderado
5.4 COSTO MARGINAL Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
El costo marginal mensual durante el año 2014 varió entre 1,5 y 3,4 ctv. US$ / kW.h.
Cuadro Nº 36
Gráfico Nº 61
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA MENSUAL Y COSTO MARGINAL PONDERADO MENSUAL
Gráfico Nº 62
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TERMOELÉCTRICA MENSUAL Y COSTO MARGINAL PONDERADO MENSUAL
Mes CMg Producción (GW.h)
Ctv. US$/kW.h Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total
Enero 2,14 1 910 1 545 35 3 489
Febrero 2,40 1 793 1 435 33 3 261
Marzo 3,43 1 829 1 715 28 3 572
Abril 2,81 1 874 1 504 29 3 407
Mayo 2,54 1 879 1 620 40 3 539
Junio 3,32 1 551 1 836 39 3 425
Julio 2,49 1 532 1 933 44 3 509
Agosto 2,74 1 536 1 907 47 3 490
Septiembre 2,39 1 609 1 738 72 3 419
Octubre 1,80 1 765 1 726 84 3 574
Noviembre 2,13 1 772 1 644 87 3 503
Diciembre 1,52 1 954 1 559 95 3 607
Total 2,47 21 003 20 161 632 41 796
63
0
1
1
2
2
3
3
4
4
0
100
200
300
400
500
600
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ctv
US$
/kW
.h
m3
/ s
Mantaro
Rimac-Sta.EulaliaCMg
5.5 COSTOS MARGINALES Y CAUDAL NATURAL
En el cuadro y gráfico siguientes se muestra la relación existente entre los costos marginales de corto plazo y el caudal natural.
Cuadro Nº 37
Mes Mantaro Rimac - Sta. Eulalia CMg
m3/s ctv. US$ / kW.h
Enero 325,8 35,4 2,14
Febrero 379,0 37,1 2,40
Marzo 530,7 60,8 3,43
Abril 197,2 30,7 2,81
Mayo 139,2 28,4 2,54
Junio 81,1 24,3 3,32
Julio 81,0 26,0 2,49
Agosto 75,9 24,1 2,74
Septiembre 78,8 25,2 2,39
Octubre 86,7 26,8 1,80
Noviembre 79,7 27,4 2,13
Diciembre 108,7 28,6 1,52
Gráfico Nº 63
COSTOS MARGINALES Y CAUDAL NATURAL
64
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
2,74
2,65
2,62 3,
10
2,97
2,99 3,25
3,23
3,01 3,
33 3,94 4,11
4,10
2,31
2,36
3,18
2,94
2,92
2,97 3,
32
3,38 3,
76
3,76 3,94
2,61 3,
20
2,72
3,83
6,85
6,40 6,
81
3,83
9,22
3,16
2,15 2,39 3,
06
2,65
2,47
Ctv
US$
/kW
.h
Precio Regulado Costo de Producción CMg
5.6 COSTOS MARGINALES Y COSTOS DE PRODUCCIÓN
El precio medio regulado ha resultado ser un 65,8% más alto que el costo marginal promedio (CMg) para el año 2014 y que el costo de
producción.
Cuadro Nº 38
Año Precio Medio en Barra
(ctv$/kW.h) Costo de Producción
(ctv$/kW.h) Costo Marginal
(ctv$/kW.h)
2002 2,74 2,31 2,72
2003 2,65 2,36 3,83
2004 2,62 3,18 6,85
2005 3,10 2,94 6,40
2006 2,97 2,92 6,81
2007 2,99 2,97 3,83
2008 3,25 3,32 9,22
2009 3,23 3,38 3,16
2010 3,01 3,76 2,15
2011 3,33 3,76 2,39
2012 3,94 3,94 3,06
2013 4,11 2,61 2,65
2014 4,10 3,20 2,47
GRÁFICO Nº 64
PRECIO REGULADO, COSTO DE PRODUCCIÓN Y COSTO MARGINAL
65
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
-10
10
30
50
70
90
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
ctv
US$
/kW
.h
Mill
on
es U
S$
Estado Endesa Duke Energy SN Power
Suez Globeleq Celepsa Fénix Power
Huanza Termochilca Otros CMg
5.7 COSTOS MARGINALES Y UTILIDAD
En el siguiente cuadro se presentan las utilidades netas por grupo económico (en miles de US$), conjuntamente con el costo marginal
mensual (en ctv. US$ / kW.h).
Cuadro Nº 39
Grupo Económico (miles de US$)
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
Estado 39 741,7 39 707,4 56 305,6 77 298,1
Endesa 47 851,3 58 572,5 34 249,8 76 155,8
Duke Energy 16 948,8 21 692,9 6 829,6 24 923,1
SN Power 10 050,9 8 033,4 1 803,8 -1 399,8
Suez 38 248,5 33 930,3 34 673,6 30 577,7
Globeleq 13 401,8 12 766,7 -3 249,3 -3 347,7
Celepsa 5 331,8 2 522,5 -2 018,2 -88,4
Fénix Power 0,0 0,0 0,0 0,0
Huanza 0,0 0,0 0,0 0,0
Termochilca 0,0 0,0 0,0 0,0
Otros 2 804,0 3 337,8 1 673,7 884,5
CMg (ctv US$/kW.h) 2,66 2,89 2,54 1,82
Gráfico Nº 65
COSTOS MARGINALES Y UTILIDAD NETA - 2014
66
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
ctv
US$
/kW
.h
GW
.h
Estado Endesa Duke Energy SN Power
Suez Globeleq Celepsa Fénix Power
Huanza Termochilca Otros CMg
5.8 COSTOS MARGINALES Y MONTO GASTADO EN COMBUSTIBLE
En el siguiente cuadro se presenta el costo de combustible Diesel o Residual, consumido por todas las unidades de generación del SEIN
(en miles de US$), para la producción de energía eléctrica durante el año 2014, así como el costo marginal (en ctv. US$ / kW.h).
Cuadro Nº 40
Grupo Económico Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV
Estado 7 694,1 14 975,3 21 653,5 29 267,1
Endesa 31 644,0 63 152,7 94 582,1 122 851,7
Duke Energy 0,0 0,0 0,0 4 990,2
SN Power 0,0 0,0 0,0 0,0
Suez 42 947,4 75 948,1 114 311,3 155 953,3
Globeleq 30 595,1 66 782,0 105 023,2 140 079,4
Otros 582,3 689,9 761,5 787,5
CMg (ctv US$/kW.h) 2,36 2,42 3,60 2,24
Gráfico Nº 66
COSTOS MARGINALES Y MONTO GASTADO EN COMBUSTIBLE – 2014
67
0
1
2
3
4
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ctv
US$
/kW
.h
GW
.h
Retiros SinContrato(GW.h)
CMg (CtvUS$/kW.h)
5.9 COSTOS MARGINALES Y RETIROS SIN CONTRATO
En los siguientes cuadro y gráfico se presenta la evolución mensual de los Retiros sin contrato en GW.h y el costo marginal en ctv. US$
/kW.h.
Cuadro Nº 41
Costos Marginales y Retiros Sin Contrato - 2014
Mes Retiros Sin Contrato (GW.h) CMg (Ctv US$/kW.h)
Enero 7,2 2,14
Febrero 14,2 2,40
Marzo 7,1 3,43
Abril 3,1 2,81
Mayo 2,5 2,54
Junio 1,2 3,32
Julio 1,2 2,49
Agosto 1,8 2,74
Septiembre 1,2 2,39
Octubre 1,4 1,80
Noviembre 3,8 2,13
Diciembre 4,5 1,52
Gráfico Nº 67
COSTOS MARGINALES Y RETIROS SIN CONTRATO- 2014
68
(10 000,0)
(8 000,0)
(6 000,0)
(4 000,0)
(2 000,0)
0,0
2 000,0
4 000,0
6 000,0
8 000,0
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
Mile
s U
S$
Estado
Endesa
Duke Energy
SN Power
Suez
Globeleq
Celepsa
Fénix Power
Huanza
Termochilca
Otros
(5 000,0)
(4 000,0)
(3 000,0)
(2 000,0)
(1 000,0)
0,0
1 000,0
2 000,0
3 000,0
4 000,0
5 000,0
6 000,0
Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Mile
s U
S$
Estado
Endesa
Duke Energy
SN Power
Suez
Globeleq
Celepsa
Fénix Power
Huanza
Termochilca
Otros
(30,0)
(20,0)
(10,0)
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
os
37,7
1,2 2,0 6,1
(15,7)
(24,4)
3,9
(18,0)
5,0
(12,6)
38,1
Mill
on
es U
S$
5.10 TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA POR GRUPO ECONÓMICO
En los siguientes gráficos se muestra la valorización mensual de las transferencias netas de energía por grupo económico, para cada
uno de los meses del año 2014.
Gráfico Nº 68
TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA POR GRUPO ECONÓMICO
Gráfico Nº 69
TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA POR GRUPO ECONÓMICO
Gráfico Nº 70
TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA POR GRUPO ECONÓMICO - 2014
69
(4 000,0)
(3 000,0)
(2 000,0)
(1 000,0)
0,0
1 000,0
2 000,0
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
Mile
s U
S$
Estado
Endesa
Duke Energy
SN Power
Suez
Globeleq
Celepsa
Fénix Power
Huanza
Termochilca
Otros
(1 500,0)
(1 000,0)
(500,0)
0,0
500,0
1 000,0
1 500,0
Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Mile
s U
S$
Estado
Endesa
Duke Energy
SN Power
Suez
Globeleq
Celepsa
Fénix Power
Huanza
Termochilca
Otros
(10,0)
(5,0)
0,0
5,0
10,0
15,0
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
os
10,9
(6,1)
5,2
2,6
(7,0)
(10,0)
2,5
(1,8)
1,9
(1,1)
2,9
Mill
on
es U
S$
5.11 TRANSFERENCIAS DE POTENCIA POR GRUPO ECONÓMICO
En los siguientes gráficos se muestra la valorización mensual de las transferencias netas de potencia por grupo económico, para cada
mes del año 2014.
Gráfico Nº 71
TRANSFERENCIAS NETAS DE POTENCIA POR GRUPO ECONÓMICO
Gráfico Nº 72
TRANSFERENCIAS NETAS DE POTENCIA POR GRUPO ECONÓMICO
Gráfico Nº 73
TRANSFERENCIAS NETAS DE POTENCIA POR GRUPO ECONÓMICO
70
-40-30-20-100102030405060
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
os
Mill
on
es U
S$
GW
.h
Ventas a Distribuidoras Ventas a M. Libre Transferencia Total
5.12 TRANSFERENCIAS NETAS Y VENTAS DE ENERGÍA
En el cuadro y gráfico siguientes se presenta el total de la valorización de las transferencias netas de energía y potencia, por grupo
económico, con las ventas de las empresas generadoras a las empresas distribuidoras así como a sus clientes pertenecientes al régimen
de libertad de precios.
Cuadro Nº 42
Grupo Económico Transferencia
Neta (Millones US$)
Ventas a Distribuidoras
(GW.h)
Ventas a M. Libre (GW.h)
Estado 49 4 737 2 301
Endesa -5 5 497 3 672
Duke Energy 7 1 872 904
SN Power 9 497 942
Suez -23 5 016 2 396
Globeleq -34 3 501 2 482
Celepsa 6 391 873
Fénix Power -20 0 0
Huanza 7 0 0
Termochilca -14 0 0
Otros 41 219 691
Gráfico Nº 74
TRANSFERENCIAS NETAS VS VENTAS DE ENERGÍA – 2014
71
-40,0
-30,0
-20,0
-10,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
Esta
do
End
esa
Du
ke E
ner
gy
SN P
ow
er
Suez
Glo
bel
eq
Cel
epsa
Fén
ix P
ow
er
Hu
anza
Term
och
ilca
Otr
os
Tran
sfer
enci
a N
eta
(Mill
on
es U
S$)
Uti
lidad
(Mill
on
es U
S$)
Utilidad Transferencia Neta
5.13 TRANSFERENCIAS NETAS Y UTILIDADES
En el cuadro y gráfico siguientes se presenta el total de la valorización de las transferencias netas de energía y potencia, así como las
utilidades netas, por grupo económico.
Cuadro Nº 43
Grupo Económico Transferencia
Neta (Millones US$)
Utilidad Neta (Millones US$)
Estado 49 213
Endesa -5 217
Duke Energy 7 70
SN Power 9 18
Suez -23 137
Globeleq -34 20
Celepsa 6 6
Fénix Power -20 0
Huanza 7 0
Termochilca -14 0
Otros 41 9
Gráfico Nº 75
TRANSFERENCIAS NETAS POR GRUPO ECONÓMICO Y UTILIDAD - 2014
72
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GW
.h
Proyectado Real Desviación respecto al Proyectado COES- SINAC
0%
2%
4%
6%
8%
10%
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GW
.h
Proyectado Real Desviación respecto al Proyectado COES- SINAC
0%
1%
2%
3%
4%
3 000
3 100
3 200
3 300
3 400
3 500
3 600
3 700
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
GW
.h
Proyectado Real Desviación respecto al Proyectado COES- SINAC
5.14 PRODUCCIÓN PROYECTADA Y PRODUCCIÓN REAL MENSUAL
En los gráficos siguientes se muestra la producción proyectada y ejecutada mensual por tipo de generación, con su respectiva
desviación, durante el año 2014.
Gráfico Nº 76
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TÉRMICA PROYECTADA Y REAL MENSUAL DEL SEIN - 2014
Gráfico Nº 77
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA PROYECTADA Y REAL MENSUAL DEL SEIN - 2014
Gráfico Nº 78
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PROYECTADA Y REAL MENSUAL DEL SEIN - 2014
73
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Ctv
US$
/kW
.h
Proyectado Real Desviación respecto Proyectado COES- SINAC
5.15 COSTOS MARGINALES PROYECTADOS Y REALES
En el cuadro y gráfico siguientes se muestran los valores de costos marginales proyectados por el COES para los 12 meses del año 2014,
así como los valores reales de costo marginal, y la desviación respecto al valor proyectado.
CUADRO Nº 44
Meses
Costos Marginales - 2014 (ctv U$$/kW.h)
Desviación respecto al Proyectado COES- SINAC
% Proyectado Real
Enero 3,59 2,14 40%
Febrero 2,81 2,40 15%
Marzo 6,70 3,43 49%
Abril 3,27 2,81 14%
Mayo 2,82 2,54 10%
Junio 3,48 3,32 5%
Julio 3,46 2,49 28%
Agosto 2,90 2,74 5%
Septiembre 2,51 2,39 5%
Octubre 1,80 1,80 0%
Noviembre 2,51 2,13 15%
Diciembre 1,72 1,52 12%
Gráfico Nº 79
COSTOS MARGINALES PROYECTADO Y REAL DEL SEIN - 2014
74
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Mill
on
es m
3
Proyectado Real Desviación respecto Proyectado COES- SINAC
5.16 VOLUMEN DEL LAGO JUNÍN PROYECTADO Y REAL
En el cuadro y gráfico siguientes se muestra la evolución del volumen proyectado mensual y volumen real del Lago Junín, con su
respectiva desviación, durante el año 2014.
Cuadro Nº 45
Meses
Volumen del Lago Junín - 2014 (millones m3)
Desviación respecto al Proyectado COES- SINAC
% Proyectado Real
Enero 137,86 203,96 48%
Febrero 236,22 326,68 38%
Marzo 314,74 404,84 29%
Abril 314,74 341,82 9%
Mayo 314,58 311,78 1%
Junio 297,49 297,13 0%
Julio 241,95 246,40 2%
Agosto 187,17 183,68 2%
Septiembre 142,97 152,07 6%
Octubre 115,06 115,42 0%
Noviembre 78,55 45,87 42%
Diciembre 172,39 59,26 66%
Gráfico Nº 80
VOLUMEN DEL LAGO JUNÍN PROYECTADO Y REAL DEL SEIN - 2014
75
0
50
100
150
200
ene-
14
feb
-14
mar
-14
abr-
14
may
-14
jun
-14
jul-
14
ago
-14
sep
-14
oct
-14
GW
.h
CHILCA(G2) CHILCA(TG3-CHILCA) VENTANILLA (EDEGEL)(TV-3 C.C.)
KALLPA(TG1) CHILCA(G1) AGUAYTIA(TG1)
SANTA ROSA(TG8) OQUENDO(OQUENDO TG1) INDEPENDENCIA(IND2)
OLLEROS(S.D.Olleros TG1)
0
1
2
3
4
0
100
200
300
400
ene-
14
feb
-14
mar
-14
abr-
14
may
-14
jun
-14
jul-
14
ago
-14
sep
-14
oct
-14
no
v-14
dic
-14
Ctv
US$
/kW
.h
GW
.h
Energía indisponible Costo Marginal
5.17 ENERGÍA INDISPONIBLE Y COSTOS MARGINALES
En el siguiente gráfico se muestra la energía indisponible de las unidades termoeléctricas según reporte de mantenimiento ejecutado
y el costo marginal ponderado para cada mes del año 2014.
𝐸 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒𝑥 = Σ 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒𝑥 × 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑥
Donde: x=grupo de generación
Gráfico Nº 81
ENERGÍA INDISPONIBLE
En el siguiente gráfico se muestra la energía indisponible de las centrales más representativas que utilizan como combustible al Gas
Natural, para el año 2014.
Gráfico Nº 82
ENERGÍA INDISPONIBLE
76
Documento elaborado por: OSINERGMIN Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Generación y Transmisión Eléctrica
Edición Gráfica y Diseño: NET CONSULTORES SAC
Boletín Anual Operación del Sector Eléctrico es una publicación digital anual de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú Nº 2013-10643
Editado y producido por Osinergmin Edición gráfica y diseño: NET CONSULTORES
Gere ncia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Generación y Transmisión Eléctrica Av. Canadá 1460, Lima 41, Perú
Teléf ono: (51 1) 224 0487 - 224 0488 Fax: (51 1) 224 0491 E-mail: [email protected]
Web site: http://www2.osinerg.gob.pe