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

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

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

Los costos marginales han sido calculados con el tipo de cambio venta del último día útil del mes de Enero (TC = 2,857 S/. / US$). Asimismo, los valores calculados para

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

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

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

INTRODUCCIÓN

Producción de Energía en el SEIN

En enero, la producción total de energía en el SEIN se incrementó 5,9% respecto al mismo mes del año 2009. La producción termoeléctrica se efectuó principalmente

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

(septiembre 2004) a 21,6% correspondiente al presente mes.

La producción de energía hidráulica del SEIN, durante el mes de enero, muestra un predominio con 67,9% del total de la energía producida y ha disminuido su

participación en 2,2% respecto al mismo mes del año anterior. Con relación al mes anterior, se observa un aumento en la participación hidráulica debido a una mayor

disponibilidad del volumen de agua en las lagunas de Junín y de Edegel.

Reporte Estadístico

Operación del Sector Eléctrico


Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Fuente de Energía

Información de: Enero, 2010

Año 11, Marzo 2010

1 810,0 - - - - - 1 810,0

1 763,6 - - - - - 1 763,6

708,6 - - - - - 708,6

656,8 - - - - - 656,8

83,1 - - - - - 83,1

65,2 - - - - - 65,2

46,1 - - - - - 46,1

26,7 - - - - - 26,7

12,7 - - - - - 12,7

4,3 - - - - - 4,3

4,7 - - - - - 4,7

- - - - - - -

2 665,2 - - - - - 2 665,2

2 516,7 - - - - - 2 516,7

5,9% - - - - - 5,9%

Hidroeléctrica Hidro2010

Diesel

Gas Natural

Termoeléctrica

Carbón

Residual

Periodo 2010

Variación 2010/2009

Periodo 2009

2009

Bagazo

Fuentes de Producción Año

I Trimestre III

Trimestre A cumulado

Ene-2010II

TrimestreIV

Trimestre

Renovable

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

2010

2009

Enero Febrero Marzo

Producción del SEIN por Tipo de Combustible Enero 2010/2009

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo

70,1%

26,1%

2,5%1,1%

0,2%

67,9%

26,6%

3,1%1,7%

0,5%

0,2%

Enero2009

Enero2010

2

En enero, la producción de energía a nivel de empresas, no muestra variaciones significativas con relación al mes anterior. Las empresas con mayor participación continúan siendo Electroperú y Edegel; en lo que va del año Electroperú disminuyó su participación respecto al mismo periodo del año anterior, de 25,2% a 24,8%, así como Edegel que también disminuyó su participación de 30,3% a 20,7%, mientras Enersur aumentó su participación de 12,7% a 15,8% así como Kallpa que aumentó su participación de 3,9% a 5,2% debido a una mayor producción.

En enero, la producción de las plantas a gas natural representaron el 26,6% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 28,0%. Las plantas a carbón representaron el 3,1% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron 2,2%.

En enero, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 29 a las 19:45 horas y alcanzó 4 290,5 MW, lo cual representó un 4,87% de aumento respecto a la máxima demanda de enero de

2009. Con relación al mes de diciembre la máxima demanda disminuyó en 0,7%.La generación hidroeléctrica, en la cobertura de la máxima demanda del SEIN, no ha sufrido mayores variaciones desde el año 2002; sin embargo, su participación ha decrecido a favor del

incremento de la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 14,9% a 42,0% desde dicho año. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN, ha aumentado a 33,0% respecto a la registr ada en enero del año anterior, cuyo valor

registrado fue de 28,9%.


Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación

Máxima Demanda

(*): La empresa Agro Industrial Paramonga (AIPSA) está en pruebas con su CT Paramonga desde el 15 de diciembre.(**): La empresa Compañía Eléctrica El Platanal (CELEPSA) está en pruebas con su CH Platanal desde el 17 de diciembre.

Producción de Energía Eléctrica por Empresa

EmpresaAcumulado

Ene-10Acumulado

Ene-09Variación

(2010/2009)

Producción de Energia SEIN (GW.h)

Ene-09

AIPSA (*) 4,7 4,7 - -

Cahua 53,9 53,9 48,4 11,3%

CELEPSA (**) 0,3 0,3 - -

Chinango 126,8 126,8 - -

Edegel 550,7 550,7 763,4 -27,9%

Eepsa 59,3 59,3 23,4 152,7%

Egasa 60,1 60,1 60,8 -1,2%

Egemsa 51,0 51,0 62,1 -17,9%

Egenor 242,5 242,5 235,6 2,9%

Egesur 8,5 8,5 9,0 -6,3%

E. Santa Cruz 4,5 4,5 -

Electroandes 107,8 107,8 90,4 19,3%

Electroperú 661,2 661,2 633,7 4,3%

Enersur 422,4 422,4 319,5 32,2%

GEPSA 4,1 4,1 -

Kallpa 138,9 138,9 98,2 41,5%

San Gabán 77,0 77,0 81,1 -5,0%

SDF Energía 5,7 5,7 0,3 1544,7%

Shougesa 0,3 0,3 1,9 -84,5%

S. M. Corona 12,4 12,4 14,1 -11,5%

Termoselva 73,2 73,2 74,9 -2,3%

Total 2 665,2 2 665,2 2 516,7 5,9%

-

-

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

Gas Natural Carbón Residual DieselEmpresa

Producción Termoeléctrica por Tipo de Combustible

%GW.h

Bagazo

Renovable

AIPSA - - - - - - - - 4,73 100,0%

Cahua - - - - - - - - - -

Celepsa - - - - - - - - - -

Chinango S.A.C. - - - - - - - - - -

Edegel 210,7 29,7% - - - - 0,11 0,9% - -

Eepsa 59,3 8,4% - - - - - - - -

Egasa - - - - 6,2 13,4% 0,43 3,4% - -

Egemsa - - - - - - 0,03 0,2% - -

Egenor - - - - 4,0 8,7% 0,20 1,6% - -

Egesur - - - - - - - - - -

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

Electroandes - - - - - - - - - -

Electroperú - - - - 2,6 5,7% 8,10 63,7% - -

Enersur 220,9 31,2% 83,1 100,0% 33,0 71,5% 3,78 29,7% - -

GEPSA - - - - - - - - - -

Kallpa 138,9 19,6% - - - - - - - -

San Gabán - - - - - - 0,06 0,5% - -

SDF Energía 5,7 0,8% - - - - - - - -

Shougesa - - - - 0,3 0,6% 0,01 0,1% - -

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

Termoselva 73,2 10,3% - - - - - - - -

Total 708,6 100,0% 83,1 100,0% 46,1 100,0% 12,7 100,0% 4,7 100,0%

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

%

MD a Ene

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

Meses

Cobertura de la Máxima Demanda - (MW)

SEIN Variación2010 / 2009

%2010 2009

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

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - -

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

57,8% 42,0% 0,2% 100,0% 64,7% 35,3% - 100,0%

Renov. Renov. Renov.

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

HIDRO GAS NATURAL CS CARBON RESIDUAL DIESEL BAGAZO

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

Feb

-09

Ma

r-09

Ab

r-09

Ma

y-0

9

Jun

-09

Jul-

09

Ag

o-0

9

Se

p-0

9

Oct-

09

Nov

-09

Dic

-09

En

e-1

0

GW

.h

64,7%

28,9%

3,3%1,8%1,3%

57,8%

33,0%

3,2%

3,4%

2,4%

0,2%

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

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable

Enero2009

Enero2010

Producción de Energía por Empresa Enero 2010

Egenor9,1%

San Gabán2,9%

Kallpa5,2%

S. M. Corona0,5%

Cahua2,0%

Egesur0,3% E. Santa Cruz

0,2%

Egasa2,3%

Egemsa1,9%

AIPSA0,2%

CELEPSA0,01%

Chinango4,8%

Edegel20,7%

Eepsa2,2%

Electroandes4,0%

Electroperú24,8%

Enersur15,8%

GEPSA0,2%

SDF Energía0,2%

Shougesa0,01%Termosel va

2,7%


3

Electroperú aumentó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 22,0% a 22,1% con relación al año 2009, así mismo Enersur aumentó su

participación de 12,7% a 17,7%.

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

Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la C.T. ILO 1 con combustible DIESEL y costo variable de 12,8 ctv US$/kW.h.

El costo variable de esta central superó el costo marginal límite, definido en la Resolución Ministerial Nº 607-2008-MEM/DM, por lo cual el COES consideró como costo

marginal el máximo permitido para todas las barras de transferencia.

La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de enero de 2010 representó el 75,2% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponible

de 24,8%.

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

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas

Evolución de la Máxima Demanda y Potencia Firme Despachada

AIPSA - - 8,0 8,0

Cahua 79,3 - - 79,3

Chinango 192,6 - - 192,6

Edegel 442,2 432,5 - 874,6

Eepsa - 114,1 - 114,1

Egasa 125,1 28,4 - 153,5

Egemsa 5,1 4,4 - 9,5

Egenor 337,5 14,6 - 352,1

Egesur 29,8 - - 29,8

E. Santa Cruz 6,0 - - 6,0

Electroandes 171,1 - - 171,1

Electroperú 878,4 68,2 - 946,6

Enersur 136,4 622,2 - 758,6

GEPSA 5,0 - - 5,0

Kallpa - 319,4 - 319,4

San Gabán 56,1 - - 56,1

SDF Energía - 26,4 - 26,4

S. M. Corona 17,3 - - 17,3

Termoselva - 170,4 - 170,4

Total 2 481,9 1 800,5 8,0 4 290,5

Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Total

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

Renovable

TensiónBarra de Transferencia CMg (ctv US$/kW.h)

Talara 220 11,0

Piura 220 11,0

Trujillo Norte 220 11,0

Santa Rosa 220 11,0

Cajamarquilla 220 11,0

Huayucachi 220 11,0

Independencia 220 11,0

Aguaytía 220 11,0

Marcona 220 11,0

Socabaya 138 11,0

Cerro Verde 138 11,0

Montalvo 220 11,0

Toquepala 138 11,0

Los Heroes 220 11,0

Puno 220 11,0

San Gabán 138 11,0

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

MesesMáxima

Demanda (MW)

Var %

PF/MD-1

Potencia Despachada (*)

(MW)

FirmePotencia Firme(MW)

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

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

Cobertura de la Máxima Demanda del S

Enero 2010

IN por Empresas

0,2%Cahua1,8% Chinango

4,5%

Edegel20,4%

Eepsa2,7%

Egasa3,6%

Egemsa0,2%

Egenor8,2%

Eges ur0,7%

E. Santa Cruz0,1%

El ectroandes4,0%

Electroperú22,1%

Enersur17,7%

GEPSA0,1%

Kallpa7,4%

San Gabán1,3%

SDF Energía0,6%

S. M. Corona0,4%

Termoselva4,0%

AIPSA

Despacho de Generación para el Día de Máxima Demanda Viernes 29 de enero del 2010

MW

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Max Demanda

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 50000:1

5

01:0

0

01:4

5

02:3

0

03:1

5

04:0

0

04:4

5

05:3

0

06:1

5

07:0

007:0

0

07:4

5

08:3

0

09:1

5

10:0

0

10:4

5

11:3

0

12:1

5

13:0

0

13:4

5

14:3

0

15:1

5

16:0

0

16:4

5

17:3

0

18:1

5

19:0

0

19:4

5

20:3

0

21:1

5

22:0

0

22:4

5

23:3

0

4 290,5

Máxima Demanda, Potencia Firme y Potencia Firme Despachada

Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada

MW

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

En

e-0

9

Fe

b-0

9

Ma

r-0

9

Ab

r-0

9

Ma

y-0

9

Jun

-09

Ju

l-0

9

Ag

o-0

9

Se

p-0

9

Oct-

09

No

v-0

9

Dic

-09

En

e-1

0

Volúmenes Almacenados

Caudal Natural

4 Operación del Sector Eléctrico

El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en enero, fue mayor en 38,5% con relación a diciembre del 2009. Así mismo, el caudal natural

conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser mayor en 12,3% con relación a diciembre del 2009.

Lago Junín - Lagunas Edegel

El volumen de agua registrado en el lago Junín en enero del 2010, aumentó en 40,1% con relación al mes anterior. Así mismo, el volumen de agua registrado en las

lagunas de Edegel en enero, fue mayor en 16,7% con relación a diciembre.

Laguna Aricota – Cuenca Río Chili

El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en enero, ha sido menor en 1,3% con relación al mes de diciembre.

En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe y Pillones) el volumen de agua registrado en enero del 2010, fue mayor en 48,5%

con relación al mes anterior de diciembre.

Río Mantaro - Ríos Rímac y Santa Eulalia

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Caudal Natural Río Mantaro

m3

/s

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

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

0

10

20

30

40

50

60


m3/

s

Caudal Natural Río Rímac y Santa Eulalia

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

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

50

100

150

200

250

300

Volumen Útil de las lagunas de Edegel

m

3M

illo

ne

s d

e

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


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

Volumen Útil del lago Junín

m

3M

illo

ne

s d

e


0

150

170

190

210

230

250

270

290

0

50

100

150

200

250

300

350

Volumen Útil Cuenca Río Chili

m

3M

illo

ne

s d

e

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

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oc t Nov Dic

Volumen Útil laguna Aricota

m

3M

illo

ne

s d

e

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

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oc t Nov Dic

Costos Marginales de Energía

5

El valor promedio ponderado mensual del costo marginal de energía para el SEIN correspondiente al mes de enero del 2010, fue 13% menor respecto al valor registrado

el mismo mes del 2009, debido principalmente a una mayor producción de las centrales hidroeléctricas.

Costos Marginales y Precios Regulados de Energía – SEIN

En enero el costo marginal en las horas de punta aumentó en 1,8% respecto al mes anterior, en las horas fuera de punta el aumento fue de 64,0%. El costo marginal en

horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue 145,1% mayor.

En enero el precio regulado de energía (PR) fue 34,5% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes.

Cmg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado


Evolución de los Costos Marginales de Energía – SEIN

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

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

Ponderado a Enero

Meses

Costos MarginalesVariación

(ctv US$/kW.h)

SEIN 2010 SEIN 2009 %

2,32 2,67 - 13%

2,32 2,67 - 13%

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

CMg PR CMg PR CMg PR

Ponderado

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

MesesHora Punta Fuera de Punta

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

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

- - - - - -

Producción de Energía vs Costos Marginales SEIN

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Costo Marginal

US$

/kW

.h

% P

art

icip

ació

n

Ene-0

9

Fe

b-0

9

Mar-

09

Abr-

09

May-

09

Jun-0

9

Jul-0

9

Ago-0

9

Sep-0

9

Oct

-09

Nov-

09

Dic

-09

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

1

2

3

4

5

6

7

Bagazo

Ene-1

0

Costos Marginales del SEIN

ctv

US

$/k

W.h

Punta F,Punta Ponderado CMg

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Ene-0

9

Fe

b-0

9

Ma

r-0

9

Abr-

09

Ma

y-0

9

Jun-0

9

Jul-0

9

Ago-0

9

Sep-0

9

Oct

-09

No

v-0

9

Dic

-09

Ene-1

0

ctv

US$

/kW

.h

Precio Regulado Costo Marginal

Precios Regulados vs, Costos Marginales Precios Regulados del SEIN

Punta F,Punta Ponderado

ctv

US

$/k

W.h

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

Ene-0

9

Fe

b-0

9

Ma

r-0

9

Abr-

09

Ma

y-0

9

Jun-0

9

Jul-0

9

Ago-0

9

Sep-0

9

Oct

-09

No

v-0

9

Dic

-09

Ene-1

0

0

1

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Ene-0

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Abr-

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9

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9

Sep-0

9

Oct

-09

No

v-0

9

Dic

-09

Ene-1

0

Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN

Costos Variables de Operación


Costos Marginales Proyectados

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

Transferencia de Energía Activa

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

Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 2009, para el periodo comprendido entre julio 2009 a junio 2010.

En enero, los costos marginales estuvieron 64,5% sobre los precios proyectados

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

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

el primer periodo se espera que éstos varíen entre 1,32 y 2,40 ctv US$/kW.h,

mientras que en periodo de estiaje, los mismos estarían entre 1,67 y 2,63 ctv

US$/kW.h. Los costos marginales proyectados son de carácter referencial y

brindan una señal de su posible comportamiento para los próximos meses.

Punta Fuera Punta Ponderado

Costos Marginales Proyectados(ctv US$/kW.h) Meses

Diciembre -10

Enero -11

Febrero -10

Marzo -10

Abril -10

Mayo -10

Junio -10

Julio -10

Agosto -10

Septiembre -10

Octubre -10

Noviembre -10

2,79 2,31 2,40

1,67 1,24 1,32

1,84 1,82 1,83

2,07 1,67 1,75

1,69 1,67 1,67

1,72 1,67 1,68

1,73 1,69 1,70

2,66 2,62 2,63

1,69 1,68 1,68

2,57 2,56 2,57

1,69 1,67 1,67

1,64 1,59 1,60

Ago-09

Sep-09

Oct-09

Nov-09

Ejecutado Punta

Ejecutado FueraPunta

EjecutadoPonderado

Proyectado Ponderado

COES

Desviación respecto al Proyectado

COES

Meses

Costos Marginales Ejecutados y Proyectados (ctv US$/kW.h)

Dic-09

3,85 3,27 3,39 5,59 -39,4%

3,91 3,55 3,62 10,54 -65,7%

2,56 1,84 1,98 1,81 9,4%

3,15 1,77 2,04 1,97 3,6%

4,38 1,11 1,72 1,95 -11,8%

4,46 1,82 2,32 1,41 64,5%Ene-10

Ene-10

Feb-10

Mar-10

Abr-10

May-10

Jun-10

Jul-10

Ago-10

Sep-10

Oct-10

Nov-10

Dic-10

AguaytíaMalacas

(TG1) Malacas(TGN4)

Sta. Rosa West

Sta. Rosa(UTI)

Chilca (TGI) Ilo 2

Meses

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

Ventanilla(CC)

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

Entregas Retiros Venta Compra

GW.h Miles de US$Empresa

Electroperú 652,9 539,9 - 2 655,8

Edegel 544,1 542,5 - 2 560,6

Enersur 374,8 404,3 5 237,5 -

Egenor 231,1 224,5 - 11,8

Electroandes 159,5 90,6 622,9 -

Kallpa 138,7 295,2 - 4 553,8

Chinango 124,0 74,3 328,6 -

Termoselva 72,5 82,0 386,3 -

Egasa 58,5 70,2 - 81,7

San Gabán 57,7 1,3 859,2 -

Eepsa 52,3 41,8 2 903,2 -

S. M. Corona 12,8 10,0 - 30,1

Egesur 8,2 10,8 - 12,5

SDF Energía 5,6 9,9 - 124,6

E. Santa Cruz 4,5 - 87,6 -

GEPSA 4,0 - 79,4 -

Celepsa 0,6 0,4 2,2 -

Cahua - 1,0 - 25,2

Retiros sin Contrato - 13,1 - -

Shougesa - 26,3 268,4 -

Egemsa ( 0,4) 13,3 - 719,4

Saldo Res. - 50,1 - -

Total 2 501,4 2 501,4 10 775,4 10 775,4

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Mar-

09

Abr-

09

May-

09

Jun-0

9

Jul-09

Ago-0

9

Sep-0

9

Oct

-09

Nov-

09

Dic

-09

Ene-1

0

Feb-1

0

Mar-

10

Abr-

10

May-

10

Jun-1

0

Jul-10

Ago-1

0

Sep-1

0

Oct

-10

Nov-

10

Dic

-10

Ene-1

1

Costos Marginales del SEIN

ctv

US

$/k

W.h

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

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

ctv

US

$/k

W.h

Mala

cas (

TG

1)

ctv

US

$/k

W.h

0,0

1, 0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Aguaytía Malacas (TGN4) Kal lpa Ventanilla (CC)

Sta. Rosa West Sta. Rosa (UTI)Chi lca (TG1) Ilo 2Malacas (TG1)

Ene

-10

Feb

-09

Mar

-09

Abr

-09

May

-09

Jun-

09

Jul-0

9

Ago

-09

Sep

-09

Oct

-09

Nov

-09

Dic

-09

Transferencia de Energía Activa del SEIN - Enero 2010

GW

.h

GW.h Entregas GW.h Retiros

Kallpa(TG1)

100

200

300

400

500

600

700

0

Ele

ctr

ope

rú

Ed

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el

Ene

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Eg

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Ele

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Kallp

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GE

PS

A

Cele

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C

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Cele

psa

Shougesa

Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

7

En enero del 2010, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión fue alrededor de 21,7 millones de US$. Dicho monto está constituido en un 30,9%

( 6 699,9 / 21 661,7 ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT, mientras que, el 69,1% corresponde a los cargos

adicionales establecidos por el D.L. 1041, D.U. 049-2008 y D.U.038-2009.

PCSPT

Potencia Firme por Empresa

El total de Potencia Firme registrada en enero aumentó en 0,2% respecto al mes

de diciembre; de los cuales 2 773,6 MW fueron hidráulicos y 2 933,6 MW térmicos.

Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron Edegel,

Enersur y Electroperú con 25,5%, 17,9% y 17,3% respectivamente.

Potencia Firme


Transferencia de Potencia

CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo MarginalCCVOA-RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin ContratoCTGN: Compensación por Transporte por Gas Natural para Generación EléctricaLos valores resultados no incluyen la deducción de saldos de los meses pasados.

En enero del 2010, las transferencias por potencia entre integrantes del COES-

SINAC fueron del orden de 2,1 millones de US$.

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

Cahua 80,0 - 80,0

Chinango 165,6 - 165,6

Edegel 551,2 904,4 1 455,6

Eepsa - 132,3 132,3

Egasa 169,8 144,5 314,3

Egemsa 88,8 11,2 100,0

Egenor 345,2 111,1 456,3

Egesur 34,9 25,5 60,4

E. Santa Cruz 2,0 - 2,0

Electroandes 177,4 - 177,4

Electroperú 886,0 101,3 987,3

Enersur 136,8 882,5 1 019,3

GEPSA 3,3 - 3,3

Kallpa - 362,0 362,0

San Gabán 113,1 14,0 127,1

SDF Energía - 7,7 7,7

Shougesa - 61,6 61,6

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

Termoselva - 175,3 175,3

Total en el mes 2 773,6 2 933,6 5 707,2

Potencia Firme (MW) - Enero 2009Empresa

TérmicaHidráulica Total

-

Edegel 1 438,3 2 480,1 - 190,5 49,2 384,9 4 543,0

Electroperú 1 392,1 2 400,5 - 184,4 47,6 514,4 4 539,1

ENERSUR 1 086,3 1 873,2 - 143,9 37,1 461,3 3 601,9

Kallpa 829,6 1 430,5 - 109,9 28,4 221,3 2 619,5

Egenor 597,3 1 029,9 - 79,1 20,4 195,7 1 922,5

Electroandes 253,7 437,4 - 33,6 8,7 59,1 792,4

Termoselva 200,4 345,6 - 26,6 6,9 123,1 702,6

Chinango 217,3 374,8 - 28,8 7,4 41,2 669,5

Egasa 195,5 337,0 - 25,9 6,7 89,4 654,4

Eepsa 145,1 250,2 - 19,2 5,0 22,0 441,4

Egemsa 119,5 206,0 - 15,8 4,1 44,64 390,0

Shougesa 74,6 128,6 - 9,9 2,5 69,2 284,7

San Gabán 73,9 127,4 - 9,8 2,5 26,5 240,1

S. M. Corona 34,9 60,9 - 4,7 1,2 12,3 114,0

SDF Energía 22,0 38,0 - 2,9 0,8 18,4 82,1

Egesur 18,9 32,6 - 2,5 0,6 7,9 62,6

GEPSA 0,3 0,6 - 0,0 0,0 0,0 1,0

E. Santa Cruz 0,3 0,5 0,0 0,0 0,0 0,9

Total 6 699,9 11 553,8 - 887,6 229,1 2 291,4 21 661,7

Empresa

CCVOA-CMGSPT

Pago (Miles de US$)

Cargos adicionales

CCVOA-RSC CTGN CSS CGATotal

Edegel 875,2 -

Electroandes 429,1 -

San Gabán 331,1 -

Enersur 241,3 -

Egesur 58,6 -

Chinango 57,0 -

GEPSA 22,2 -

Termoselva 20,3 -

E. Santa Cruz 19,8 -

Eepsa 15,2 -

Egemsa - 2,3

Egasa - 15,6

S. M. Corona - 20,7

SDF Energía - 36,3

Electroperú - 137,5

Shougesa - 153,3

Egenor - 213,5

Kallpa - 1 490,6

Total 2 069,9 2 069,9

Venta CompraEmpresa

Miles de US$ Transferencia de Potencia - Enero 2010

Mil

es

de

US

$

Venta Compra

875,2

1 490,6-600

-400

-200

0

200

400

600

800

Edeg

el

Elec

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San

Gab

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GEP

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S. M

. Cor

ona

SDF

Ener

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Elec

trope

rú

Shou

gesa

Egen

or

Kallp

a

Pago por peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

Enero 2010

Mil

es

de

US

$

SPT Cargos Adicionales

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Ed

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S.

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E.

Sa

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Cru

z

Total = 5 707,2 MW

Potencia Firme del SEIN - Enero 2010

Termoselva3,1%

S. M. Corona0,3%

San Gabán2,2%

Kallpa6,3%

GEPSA0,1%

Enersur17,9%

Electroperú17,3%

Electroandes3,1% E. Santa Cruz

0,04%

Egesur1,1%

Egenor8,0%

Egems a1,8%

Egasa5,5%

Eepsa2,3%

Edegel25,5%

Chinango2,9%

Cahua1,4%

Shougesa1,1%SDF Energía

0,1%


Potencia Firme y Potencia Disponible de las Centrales Hidroeléctricas

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

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

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

Hechos Relevantes

Potencia Firme y Potencia Disponible de los Grupos Térmicos

Hechos Relevantes Registrados en Enero en el SEIN

Potencia Firme(MW)

Pot. Media en HP(MW)

Exceso(MW)

Déficit(MW)

%(*)

Empresa

Cahua 80,0 75,5 - 4,5 5,6%

Chinango 165,6 179,7 14,1 - 8,5%

Edegel 551,2 475,0 - 76,2 13,8%

Egasa 169,8 106,1 - 63,7 37,5%

Egemsa 88,8 67,5 - 21,3 24,0%

Egenor 345,2 350,7 5,5 - 1,6%

Egesur 34,9 24,0 - 10,9 31,2%

E. Santa Cruz 2,0 6,2 4,2 - 210,0%

Electroandes 177,4 156,8 - 20,6 11,6%

Electroperú 886,0 886,6 0,6 - 0,1%

Enersur 136,8 125,6 - 11,2 8,2%

GEPSA 3,3 5,4 2,1 - 63,6%

San Gabán 113,1 104,7 - 8,4 7,4%

S. M. Corona 19,6 16,8 - 2,8 14,3%

TOTAL 2 773,6 2 580,4 - 193,2 7,0%

ESTATAL 1 294,6 1 195,0 - 99,6 7,7%

PRIVADA 1 479,0 1 385,5 - 93,5 6,3%

La potencia disponible de las centrales termoeléctricas está determinada por la potencia efectiva multiplicada por las horas disponibles de las unidades, dividida entre

las horas totales del mes. El cuadro muestra la potencia disponible de las centrales térmicas que durante el mes de enero del 2010, tuvieron horas de indisponibilidad

(programada o fortuita). Para el resto de centrales termoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva.

-20

80

180

280

380

480

580

680

780

880

980

0%

50%

100%

150%

200%

250%

Potencia Firme vs Potencia Media de HP

MW

PF PM HP Desviaciones

Ca

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Ch

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GE

PS

A

Sa

n G

ab

án

S. M

. C

oro

na

PotenciaEfe.(MW)

Horas ManPrograma

Horas IndFortuita

Tot HorasIndisp

Tot HorasDisp

PotenciaFirme (MW)

PotenciaDisp.(MW)

Exceso(MW)

Déficit(MW)

%(*)Central UnidadEmpresa

Edegel Ventanilla TV -3 C.C. 175,0 594,9 - 594,9 149,1 483,9 35,1 - 448,8 -92,70%

Edegel West TG8 198,0 230,9 - 230,9 513,1 192,9 136,6 - 56,3 -29,20%

Egasa Chilina SULZ 1 5,2 303,2 - 303,2 440,8 5,1 3,1 - 2,1 -39,40%

Egasa Chilina TV 2 6,0 528,0 - 528,0 216,0 5,9 1,8 - 4,1 -69,40%

Egasa Chilina TV 3 10,0 552,0 - 552,0 192,0 9,4 2,6 - 6,8 -72,20%

Egasa Mollendo MIR2 y MIR3 20,7 744,0 - 744,0 - 19,9 - - 19,9 -100,00%

Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT1 4,2 226,9 - 226,9 517,1 3,8 2,9 0,9- -23,40%

Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT3 y CHO_SZ2 7,0 744,0 - 744,0 - 6,1 - - 6,1 -100,00%

Egenor Chimbote CHIM1 19,0 480,0 - 480,0 264,0 18,8 6,7 - 12,1 -64,40%

Egenor Paita EMD -1 2,0 336,0 - 336,0 408,0 2,0 1,1 - 0,9 -44,30%

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

Egenor Piura TG PIURTG1 y MIRR-4 18,9 744,0 - 744,0 - 18,1 - - 18,1 -100,00%

Egenor Sullana ALCO -2 2,2 336,0 - 336,0 408,0 2,1 1,1 - 1,0 -48,70%

Egenor Sullana ALCO -3 y ALCO -5 4,2 744,0 - 744,0 - 4,1 - - 4,1 -100,00%

Egenor Trujillo TRUJ4 20,4 741,8 - 741,8 2,2 19,8 0,1 19,7-

Electroperú Tumbes MAK2 8,5 744,0 - 744,0 - 7,5 - - 7,5 -100,00%

Electroperú Yarinacocha WAR4 6,0 442,0 - 442,0 302,0 6,0 2,4 - 3,6 -60,20%

Enersur Chilca G2 173,0 408,0 - 408,0 336,0 172,6 78,1 - 94,5 -54,80%

Enersur Ilo 1 TG2 37,5 744,0 - 744,0 - 32,1 - - 32,1 -100,00%

San Gabán Bellavista MAN 1 1,7 744,0 - 744,0 - 1,8 - - 1,8 -100,00%

San Gabán Taparachi MAN 4 1,8 644,2 - 644,2 99,8 1,8 0,2 - 1,6 -89,10%

SDF Energía Oquendo OQUENDO TG1 29,0 465,3 - 465,3 278,7 7,7 10,9 3,2 - 42,50%

Shougesa San Nicolás TV2 15,0 336,0 - 336,0 408,0 17,5 8,2 - 9,3 -53,20%

-99,70%

Grupo Térmico

Empresa Central GrupoPotencia

Efectiva (MW) Inicio Final Motivo y Observaciones

Edegel Ventanilla TV-3 C.C. 175,0 Reparación de generador y pruebas.

Edegel West TG8 198,0 Pérdida de aceite en virador del eje.

Egasa Chilina TV 2 , TV3 y SULZ1 21,2 Inspección y mantenimiento de serpentines de agua y montaje de monoblock SULZ1.

Egasa Mollendo MIR2 y MIR3 20,7 Cambio de pistones por nuevo modelo, se esta a la espera de repuestos pistones y monoblock.

Egasa Pisco TODOS 70,0 A la espera de la culminación de los trabajos de instalación del ducto de gas, a cargo de terceros.

Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT3 y CHO_SZ2 7,01 Mantenimiento 14 000 horas de operación y rectificado muñón de biela UP 1L y 1R.

Egenor Chiclayo Oeste CHO_GMT1 4,2 Inspección a unidades de potencia.

Egenor Chimbote CHIM1 19,0 Mantenimiento de generador.

Egenor Paita EMD-1 2,0 Desmontaje / montaje generador.

Egenor Paita SKODA-2 y SKODA-3 1,7 Inspección unidades de potencia y desmontaje / montaje generador EMD-1.

Egenor Piura y Piura TG MIRRL-4 y PIURTG1 18,9 Inspección unidades de potencia MIRR-4 y mantenimiento estator de generador PIURTG1.

Egenor Sullana ALCO-2 2,2 Mantenimiento unidades de potencia.

Egenor Sullana ALCO-3 y ALCO-5 4,2 Mantenimiento unidades de potencia.

Egenor Trujillo TRUJ4 20,4 Mantenimiento de generador y indisponible por niveles altos de ruido TG-4, solo operó 2,2 hrs el 22/02/10.

Egesur Independencia IND1, IND2, IND3 y IND4 24,0 Conversión para operación con gas natural.

Electroperú Tumbes MAK2 8,5 Mantenimiento electromecánico 24 000 horas de operación.

Electroperú Yarinacocha WAR4 6,0 Mantenimiento del sistema de comunicación PLC, sistema eléctrico, instrumentación y medición.

Enersur Chilca G2 173,0 Inspección del sistema de lubricación.

Enersur Ilo 1 TG2 37,5 Reparación de compresor de alta presión.

Grupo Hidráulico

Cahua Pariac CH - 3N y CH-4II 2,3 Mantenimiento correctivo y asentamiento de chumaceras.

Egasa Charcani V CHAV2 46,6 Inspección del generador por 8 000 horas de operación y modificación del sistema de extracción de vapores de aceite.

Otros

Egemsa Dolorespata Central 11,2 Reingreso en operación comercial.

San Gabán Bellavista MAN 1 1,7 En espera de mantenimiento mayor.

San Gabán Taparachi MAN 4 1,8 En espera de mantenimiento correctivo.

Shougesa San Nicolás TV2 15,0 Mantenimiento anual.01-02-10 00:0018-01-10 00:00

27-01-10 20:1301-01-10 00:00

01-02-10 00:0001-01-10 00:00

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26-01-10 00:0007-01-10 14:00

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28-01-10 16:58

http://[email protected]

sector eléctrico reporte operación del...organismo supervisor de la inversión en energía y...

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