Operación del Sector Eléctrico 1 - OSINERGMIN -GART · 2011. 6. 21. · Agro Industrial Paramonga...

Operación del Sector Eléctrico |1


Presentación

Introducción


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1. Presentación

2. Introducción

3. Información General

4. Estadística

4.1 Producción de Energía Eléctrica en el SEIN

4.2 Máxima Demanda

4.3 Volúmenes Útiles Almacenados

4.4 Caudal Natural

4.5 Costos

4.6 Transferencias de Energía Activa y Potencia en el SEIN

4.7 Pago de Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

4.8 Potencia Firme

4.9 Energía Firme Contratada

4.10 Eventos

5. Evolución de Principales Indicadores

5.1 Concentración en el SEIN

5.2 Concentración y Utilidad

5.3 Caudal Natural y Utilidad

5.4 Costos Marginales y Producción

5.5 Costos Marginales y Caudal Natural

5.6 Costos Marginales y Costos de Producción

5.7 Costos Marginales y Utilidad

5.8 Costos Marginales y Monto Gastado en Combustible

5.9 Costos Marginales y Retiros sin Contrato

5.10 Transferencias de Energía por Grupo Económico

5.11 Transferencias de Potencia por Grupo Económico

5.12 Transferencias Netas y Ventas de Energía

5.13 Transferencias Netas y Utilidades

5.14 Producción Proyectada Mensual y Producción Real

5.15 Costos Marginales Proyectados y Reales

5.16 Volumen del Lago Junín Proyectado y Real

5.17 Energía Indisponible y Costos Marginales

5.18 Mantenimiento Programado y Ejecutado

5.19 Valor del Agua


1. 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 2010.

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 la Garantía por la Red Principal (GRP) y 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 al COES ‐ SINAC y a las empresas concesionarias de electricidad por su valioso aporte de la información fuente que sirvió para la preparación del presente documento.

Lima, Diciembre de 2010


2. INTRODUCCIÓN

Este Boletín resume y detalla las estadísticas correspondientes a la operación del sector eléctrico del SEIN, correspondiente al año 2010, 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‐SINAC), 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 2010.

(1): Norma “Formularios, plazos y Medios para el Suministro de Información de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional” aprobado con la Resolución OSINERG Nº 235‐2005‐OS/CD.


3. INFORMACIÓN GENERAL

3.1 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

GRP Garantía de Red Principal de Camisea

S.M. Corona Sociedad Minera Corona

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.

3.2 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.

3.3

Mes Día Tasa de cambio S/./US$

Enero 29 2,857 Febrero 26 2,849 Marzo 31 2,842 Abril 30 2,849 Mayo 31 2,845 Junio 30 2,827 Julio 27 2,824 Agosto 31 2,798 Septiembre 30 2,788 Octubre 29 2,798 Noviembre 30 2,832 Diciembre 31 2,809 Fuente: Tipo de Cambio del último día hábil del mes. Página Web de la Superintendencia de Banco y Seguros (SBS)


3.3 Relación de Centrales por Empresa

Empresa Central Empresa Central Empresa Central

Termoselva Aguaytía SN Power Perú Huayllacho Celepsa Platanal Egesur Aricota Edegel Huinco SINERSA Poechos I Egemsa Bellavista Egesur Independencia SINERSA Poechos II SN Power Perú Cahua Enersur Ilo 1 Electroperú Restitución Edegel Callahuanca Enersur Ilo 2 Maja Energía Roncador Egenor Caña Brava Kallpa Kallpa San Gabán San Gabán Egenor Cañon del Pato Gepsa La Joya SN Power Perú San Ignacio Egenor Carhuaquero Egenor Las Flores Shougesa San Nicolás Egasa Charcani I Egemsa Machupicchu E. Santa Cruz Santa Cruz I Egasa Charcani II Eepsa Malacas E. Santa Cruz Santa Cruz II Egasa Charcani III SN Power Perú Malpaso Edegel Santa Rosa Egasa Charcani IV Electroperú Mantaro E. Santa Rosa Santa Rosa I Egasa Charcani V Edegel Matucana E. Santa Rosa Santa Rosa II Egasa Charcani VI SN Power Perú Misapuquio Egenor Sullana Egenor Chiclayo Egasa Mollendo San Gabán Taparachi Enersur Chilca I Edegel Moyopampa Egenor Trujillo Egasa Chilina SDF Energía Oquendo Electroperú Trujillo Emergencia Chinango Chimay SN Power Perú Oroya Electroperú Tumbes Egenor Chimbote SN Power Perú Pachachaca Edegel Ventanilla SINERSA Curumuy Egenor Paita Chinango Yanango Egemsa Dolorespata SN Power Perú Pariac Electroperú Yarinacocha SN Power Perú Gallito Ciego AIPSA Paramonga SN Power Perú Yaupi Edegel Huampaní Egasa Pisco Enersur Yuncán S. M. Corona Huanchor Egenor Piura

NOTA: CT Independencia corresponde al traslado de las unidades de la CT Calana a la zona de Pisco y la CT Pisco corresponde al traslado de las unidades TG1 y TG2 de la CT Mollendo también a la zona de Pisco para operar con el gas de Camisea. Mediante carta SNPPSA‐GG‐040‐2010 del 12 de marzo de 2010, comunican que las empresas Cahua y Electroandes se fusionan desde la fecha, pasando a denominarse SN Power Perú.

3.4 Indice 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:

∑ 2Si

HHI =

Donde, Si: Participación de mercado de la empresa i.

Indice 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.


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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 2010, ha mostrado un crecimiento de 8,8% respecto al año 2009.

La participación hidroeléctrica aumentó en 1,1%, de otro modo la termoeléctrica aumentó en 21,8% respecto al año 2009.

Cuadro Nº 1

Meses

Producción de Energía Eléctrica ‐ SEIN Incremento / Decremento

(GW.h) 2010 / 2009

2010 2009 (%)

Hidroeléctrica Termoeléctrica Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Total

Enero 1 810 855 2 665 1 764 753 2 517 2,6% 13,6% 5,9%

Febrero 1 645 823 2 468 1 631 686 2 317 0,9% 20,0% 6,5%

Marzo 1 853 916 2 768 1 750 802 2 552 5,9% 14,2% 8,5%

Abril 1 786 858 2 643 1 734 705 2 439 3,0% 21,7% 8,4%

Mayo 1 645 1 069 2 714 1 651 862 2 513 (0,4%) 24,0% 8,0%

Junio 1 409 1 256 2 665 1 367 1 003 2 369 3,1% 25,2% 12,5

%

Julio 1 390 1 313 2 703 1 363 1 032 2 395 2,0% 27,3% 12,9

%

Agosto 1 393 1 329 2 722 1 332 1 160 2 493 4,5% 14,5% 9,2%

Septiembre 1 356 1 312 2 668 1 351 1 125 2 476 0,4% 16,6% 7,8%

Octubre 1 445 1 340 2 785 1 461 1 081 2 542 (1,1%) 24,0% 9,6%

Noviembre 1 454 1 310 2 764 1 556 980 2 536 (6,6%) 33,7% 9,0%

Diciembre 1 780 1 081 2 860 1 792 867 2 659 (0,7%) 24,7% 7,6%

Anual 18 965 13 461 32 426 18 752 11 055 29 807 1,1% 21,8% 8,8%

% 58,5% 41,5% 100,0% 62,9% 37,1% 100,0%

Nota: La producción de la CT Paramonga de AIPSA, que opera como generación RER con combustible Bagazo, para fines de comparación ha sido incluido dentro de la producción termoeléctrica.

Gráfico Nº 1

Nota: El porcentaje (%) es con respecto al mes de mayor producción de energía (Diciembre)

La producción de energía por tipo de generación para el 2010, muestra el predominio de la generación hidroeléctrica en el abastecimiento de la demanda de energía.


Cuadro Nº 2

Año Producción (GW.h) Crecimiento (%)

Hidroeléctrica Termoeléctrica Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Total

2001 16 807 1 656 18 463 2002 17 224 2 434 19 658 2,5% 47,0% 6,5% 2003 17 732 2 957 20 689 2,9% 21,5% 5,2% 2004 16 693 5 210 21 903 (5,9%) 76,2% 5,9% 2005 17 101 5 901 23 002 2,4% 13,3% 5,0% 2006 18 671 6 089 24 760 9,2% 3,2% 7,6% 2007 18 588 8 666 27 254 (0,4%) 42,3% 10,1% 2008 18 010 11 548 29 558 (3,1%) 33,3% 8,5% 2009 18 752 11 055 29 807 4,1% (4,3%) 0,8% 2010 18 965 13 461 32 426 1,1% 21,8% 8,8%

Gráfico Nº 2

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.

4.1.2 Por Empresa

Las empresas con mayor participación en la producción de energía fueron Edegel, Electroperú y Enersur con 23,4%, 22,3% y 14,5% del total, respectivamente; por otro lado, las empresas con menor participación fueron Egesur, AIPSA, E. Santa Cruz, Shougesa, SINERSA, GEPSA y Maja Energía.

Gráfico Nº 3

Nota: En Otros se incluyen a las empresas con participación menor al 0,5%, como son: Egesur, AIPSA, E. Santa Cruz, Shougesa, SINERSA, GEPSA y Maja Energía.


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 2010.

Cuadro N° 3

Fuente de energía GW.h

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic HIDRO 1 810 1 645 1 853 1 786 1 645 1 409 1 390 1 393 1 356 1 445 1 454 1 780 GAS NATURAL 709 672 757 710 911 1 086 1 127 1 141 1 140 1 159 1 121 914 CARBON 83 83 95 67 86 95 95 92 93 98 93 88 RESIDUAL 46 57 52 61 56 60 72 64 55 61 62 48 DIESEL 13 11 11 12 8 9 12 23 17 15 26 23 RENOVABLE 5 0 1 8 7 7 8 9 7 8 8 8 Total 2 665 2 468 2 768 2 643 2 714 2 665 2 703 2 722 2 668 2 785 2 764 2 860

Gráfico Nº 4

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


En el año 2010, con relación al total de producción en el SEIN, la mayor producción termoeléctrica se debió a las unidades a gas natural con 35,3% y a las unidades a Carbón con 3,3%.

Gráfico Nº 6

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 2010.

Cuadro N° 4

Fuente de energía GW.h

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Hidráulica 16 807 17 224 17 732 16 693 17 101 18 671 18 588 18 010 18 752 18 965 Gas Natural 744 848 1 230 2 170 4 061 4 260 7 313 9 313 9 261 11 445 Carbón 484 534 809 1 187 950 827 840 909 679 1 067 Residual 339 1 009 860 994 831 881 448 984 929 692 Diesel 89 43 58 859 59 120 65 342 184 179 Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 77 Total 18 463 19 658 20 689 21 903 23 002 24 760 27 254 29 558 29 805 32 426

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 35,3% en el año 2010.

En el año 2010, la producción termoeléctrica representó el 41,5% del total de energía generada. Dicha producción fue generada utilizando diversas fuentes de energía, y la evolución de la participación de estas fuentes desde el año 2001 hasta el 2010 es mostrada en el gráfico siguiente:


Gráfico Nº 8

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 2003 al 2010; se aprecia el crecimiento de la producción en base a Gas Natural a lo largo del período mostrado.

Gráfico Nº 9


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

Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática.


4.2 MÁXIMA DEMANDA

4.2.1 Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas

La máxima demanda del SEIN, en el año 2010, fue registrada el 16 de diciembre a las 19:30 horas y alcanzó los 4 578,9 MW.

Cuadro Nº 5

Gráfico Nº 11

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) 2010

Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total

AIPSA - - 10,7 10,7

Celepsa 202,7 - - 202,7

Chinango 141,0 - - 141,0

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

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

Eepsa - 113,0 - 113,0

Egasa 117,7 7,1 - 124,9

Egemsa 84,4 - - 84,4

Egenor 306,1 28,8 - 334,9

Egesur 26,2 - - 26,2

Electroperú 824,0 74,2 - 898,2

Enersur 135,6 496,1 - 631,7

Kallpa - 557,5 - 557,5

MAJA Energía 3,3 - - 3,3

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

San Gabán 109,4 0,8 - 110,1

SDF Energía - 28,1 - 28,1

SINERSA 2,8 - - 2,8

SN Power Perú 195,1 - - 195,1

Termoselva - 40,3 - 40,3

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


Gráfico Nº 12

4.2.2 Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN

Para la hora de ocurrencia de la máxima demanda del SEIN en el año 2010, la unidad que marginó1 fue la unidad UTI5 de la C.T. Santa Rosa con costo marginal de 2,4 ctv US$/kW.h en la barra Santa Rosa, la cual operó con combustible Gas Natural, teniendo un costo variable de operación de 2,6 ctv US$/kW.h.

Gráfico Nº 13


Gráfico Nº 14

Gráfico Nº 15

La curva de duración del día de máxima demanda anual es mostrada en el gráfico siguiente:

Gráfico Nº 16

1 El costo marginal se determinan en una oferta ideal, sin consideran restricciones de producción y transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, conforme lo establece el Decreto de Urgencia 049‐2008


El factor de carga del SEIN correspondiente al año 2010 fue de 80,8%. La curva de duración anualizada para el año 2010 es mostrada en el gráfico siguiente:

Gráfico Nº 17

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 2010.

Gráfico Nº 18

4.2.3 Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Energía

La máxima demanda registrada en el año 2010 fue 5,9% mayor que la registrada el año 2009, observándose una disminución de la cobertura hidroeléctrica de 1,2% y un crecimiento de la cobertura termoeléctrica en 16,6% .

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%


Gráfico Nº 19

4.2.4 Evolución de la Máxima Demanda

Evolución de la máxima demanda mensual registrada desde enero 2001 hasta diciembre del año 2010.

Cuadro Nº 7

Meses Evolución Máxima Demanda del SEIN (MW)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Enero 2 607 2 762 2 851 2 959 3 044 3 279 3 589 3 983 4 091 4 290

Febrero 2 624 2 768 2 907 2 974 3 045 3 282 3 647 4 009 4 105 4 350

Marzo 2 642 2 823 2 928 3 008 3 107 3 351 3 728 4 072 4 155 4 453

Abril 2 694 2 847 2 915 3 025 3 157 3 338 3 744 4 043 4 180 4 404

Mayo 2 673 2 823 2 915 2 979 3 193 3 320 3 759 4 019 4 125 4 381

Junio 2 677 2 778 2 896 2 974 3 092 3 314 3 714 4 091 4 034 4 436

Julio 2 686 2 778 2 885 2 904 3 138 3 322 3 722 4 040 3 973 4 385

Agosto 2 670 2 776 2 882 2 973 3 127 3 353 3 730 4 073 4 025 4 344

Septiembre 2 694 2 838 2 887 2 974 3 175 3 396 3 759 4 108 4 057 4 387

Octubre 2 741 2 839 2 936 3 012 3 234 3 452 3 811 4 088 4 088 4 461

Noviembre 2 769 2 871 2 942 3 046 3 245 3 514 3 940 4 156 4 256 4 522

Diciembre 2 792 2 908 2 965 3 131 3 305 3 580 3 966 4 199 4 322 4 579

Anual 2 792 2 908 2 965 3 131 3 305 3 580 3 966 4 199 4 322 4 579

Crecimiento 4,2% 1,9% 5,6% 5,6% 8,3% 10,8% 5,9% 2,9% 5,9%

Gráfico Nº 20


Gráfico Nº 21

4.2.5 Potencia Efectiva por Fuente de Energía

La capacidad de generación para el año 2010 fue de 6 463 MW, siendo superior en 615 MW respecto al año 2009, debido principalmente por el ingreso en operación de la C.H. Platanal (217 MW), de la TG3 de la C.T. Kallpa (197 MW), de la C.T Las Flores (198 MW), de la C.T. Paramonga (20 MW) y de la C.H. Poechos II (10 MW), así como, el retiro de operación de la C.T. Trujillo (20 MW) y la TG1 de la C.T. Chimbote (19 MW).

Cuadro Nº 8

Fuente 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Hidráulica 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 769 2 781 2 858 3 098

Gas 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 557 2 049 2 641

Carbón 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142

Diesel + Residual + Bagazo 1 400 1 398 1 361 966 814 797 685 668 799 582

Potencia Efectiva Total 4 383 4 402 4 381 4 336 4 471 4 800 5 152 5 147 5 848 6 463

Demanda Máxima 2 792 2 908 2 965 3 131 3 305 3 305 3 580 3 966 4 322 4 579

Reserva 57% 51% 48% 39% 35% 45% 44% 30% 35% 41%

Gráfico Nº 22


El crecimiento de la máxima demanda en el año 2010 fue de 5,9%, y el de la potencia efectiva total fue de 10,5%,originando que la reserva2 de generación aumente respecto al año 2009, pero siga disminuyendo de 57% en el año 2001 a un 41% para el año 2010.

Gráfico Nº 23

2 Esta reserva no incluye las restricciones en el transporte de gas natural ni en la transmisión eléctrica.


4.3 VOLÚMENES ÚTILES ALMACENADOS

4.3.1 Lago Junín

El volumen útil de agua registrado en el lago Junín a comienzos del año 2010 fue de 291,3 millones de m3 y al finalizar el año fue de 166,5 millones de m3, habiéndose desembalsado 124,8 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

Enero 357,4 238,4 348,2 124,5 193,9 133,6 300,2 204,1 91,7 408,1

Febrero 421,4 326,9 405,0 196,5 268,7 225,0 369,9 280,0 191,2 427,8

Marzo 434,3 438,0 441,2 238,4 351,2 345,0 444,7 338,9 314,7 417,9

Abril 441,2 441,2 441,2 252,0 385,7 428,0 448,2 363,6 391,9 388,7

Mayo 441,2 441,2 438,0 238,4 392,1 414,8 444,7 348,2 404,8 395,1

Junio 428,0 409,3 392,1 222,4 338,9 385,7 395,3 309,0 379,2 382,3

Julio 388,9 409,3 335,9 209,3 280,0 332,9 338,9 268,7 338,8 338,8

Agosto 320,9 363,6 277,2 131,3 219,7 277,2 263,1 206,7 297,1 268,6

Septiembre 268,7 294,4 201,6 102,5 159,4 193,9 196,5 142,8 227,5 204,0

Octubre 209,3 217,1 113,4 91,5 100,3 122,3 135,9 100,3 168,9 154,4

Noviembre 214,5 191,4 73,3 79,4 38,6 140,5 120,0 53,6 159,2 93,8

Diciembre 227,7 236,4 102,5 131,3 55,6 178,9 100,3 38,6 291,3 166,5

Máximo 441,2 441,2 441,2 252,0 392,1 428,0 448,2 363,6 404,8 427,8

Gráfico Nº 24


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 2010 fue de 229,0 millones de m3 y al finalizar el año fue de 171,1 millones de m3, habiéndose desembalsado 57,9 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

Enero 242,0 167,7 187,9 99,7 158,7 106,5 198,1 177,3 158,1 267,4

Febrero 258,0 196,5 223,9 129,0 190,2 145,3 229,3 215,6 214,5 275,0

Marzo 276,7 217,0 256,6 152,7 220,1 194,2 264,9 249,4 261,1 281,5

Abril 280,0 256,5 266,6 162,8 243,0 229,2 271,0 261,8 273,2 283,2

Mayo 279,4 257,5 262,7 159,5 236,7 229,0 270,0 254,8 273,4 279,9

Junio 267,7 240,7 242,9 144,6 217,4 217,1 255,1 237,4 263,1 266,4

Julio 246,5 214,7 215,5 126,9 193,7 195,2 234,2 216,0 245,8 245,1

Agosto 212,6 185,2 181,8 102,8 165,8 175,1 208,7 190,5 219,4 217,3

Septiembre 190,9 155,1 147,5 83,5 133,9 146,5 188,1 166,5 191,4 187,7

Octubre 165,8 135,6 116,8 74,9 108,2 126,1 164,4 145,3 175,4 160,2

Noviembre 155,8 140,8 85,5 94,6 84,1 126,7 148,6 128,2 183,8 138,2

Diciembre 163,6 155,8 115,7 120,8 75,2 150,8 138,2 125,9 229,0 171,1

Máximo 280,0 257,5 266,6 162,8 243,0 229,2 271,0 261,8 273,4 283,2

Gráfico Nº 25


4.3.3 Laguna Aricota

El volumen útil de agua registrado en la laguna Aricota a comienzos del año 2010 fue de 192,5 millones de m3 y al finalizar el año fue de 164,8 millones de m3, habiéndose desembalsado 27,7 millones de m3.

Cuadro Nº 11

Meses

Volumen Útil Laguna Aricota (Millones de m3)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Enero 116,1 241,7 259,3 217,6 200,9 189,8 230,3 222,8 195,3 190,1

Febrero 165,2 247,7 255,3 227,6 210,7 212,7 231,4 221,7 200,3 189,5

Marzo 193,4 270,2 252,2 225,8 210,5 238,5 239,9 220,9 211,3 187,4

Abril 222,4 279,2 251,1 224,2 208,0 249,2 237,6 218,5 210,4 184,8

Mayo 215,9 280,1 247,6 222,2 204,8 249,4 233,8 216,2 208,5 182,3

Junio 215,2 278,7 244,2 220,1 201,8 248,5 230,6 214,1 206,5 179,7

Julio 215,2 280,4 241,0 218,1 199,4 246,9 227,8 211,8 204,8 177,4

Agosto 214,8 280,1 237,6 215,9 196,8 238,4 225,2 209,4 203,0 175,4

Septiembre 213,1 275,4 234,5 213,1 195,7 236,2 222,1 206,9 200,9 173,0

Octubre 245,7 269,8 230,8 209,0 193,4 233,4 218,5 204,0 198,2 170,5

Noviembre 206,3 264,8 226,7 204,9 189,4 230,6 215,2 200,8 195,4 167,6

Diciembre 203,2 259,3 222,5 200,4 185,6 227,7 212,0 197,7 192,5 164,8

Máximo 245,7 280,4 259,3 227,6 210,7 249,4 239,9 222,8 211,3 190,1

Gráfico Nº 26


4.3.4 Lagunas de la Cuenca del Chili

El volumen útil de agua registrado en las lagunas del Chili a comienzos del año 2010 fue de 88,9 millones de m3 y al finalizar el año fue de 123,9 millones de m3, habiéndose embalsado 35 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

Enero 176,0 67,8 205,9 163,1 69,6 121,6 181,9 183,7 65,7 132,0

Febrero 280,1 171,1 241,9 207,8 140,2 221,0 211,8 216,9 115,5 215,6

Marzo 288,5 262,1 276,1 221,4 154,5 325,5 303,4 227,5 193,3 248,8

Abril 266,0 282,1 265,3 232,3 161,9 327,5 311,6 212,3 208,0 241,3

Mayo 238,6 276,1 249,8 217,9 147,5 310,3 293,8 193,5 192,3 230,1

Junio 217,4 262,9 232,8 201,6 135,2 294,4 271,1 176,3 175,7 220,2

Julio 184,7 262,3 216,8 185,0 124,2 273,7 247,7 157,0 162,6 202,3

Agosto 160,2 253,5 198,2 166,1 113,0 249,1 222,8 137,6 146,5 178,6

Septiembre 130,5 258,0 205,5 145,1 103,0 223,4 198,0 114,1 128,9 158,2

Octubre 111,5 213,4 157,0 123,1 88,2 195,9 171,6 95,6 110,9 141,0

Noviembre 93,0 199,2 129,6 99,9 72,7 169,7 139,1 75,1 99,2 127,5

Diciembre 73,5 195,3 116,6 77,2 64,0 147,7 114,7 62,1 88,9 123,9

Máximo 288,5 282,1 276,1 232,3 161,9 327,5 311,6 227,5 208,0 248,8

Nota: el volumen útil de la cuenca del Chili incluye a los embalses Pillones, Frayle, Aguada Blanca y el Pañe.

Gráfico Nº 27


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 2010 fue de 443,8 m3/s, siendo superior en 38% al caudal máximo registrado en el año 2009.

Cuadro Nº 13

Meses

Caudal Natural del Río Mantaro (M3 /s )

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Enero 425,8 92,2 193,0 109,7 183,5 176,6 229,1 231,1 147,5 443,8

Febrero 360,9 268,5 324,1 231,1 186,1 251,3 188,8 266,4 285,0 308,4

Marzo 493,9 335,7 450,4 178,7 216,2 287,6 330,7 221,0 304,5 359,7

Abril 211,1 218,7 265,8 117,4 143,4 249,7 256,0 98,6 271,6 242,9

Mayo 142,2 115,7 141,5 62,4 70,8 83,3 107,8 64,8 100,0 100,9

Junio 72,9 79,8 90,3 62,9 56,8 64,6 65,0 54,3 64,3 63,9

Julio 66,9 62,3 64,9 60,5 57,7 55,0 57,5 54,3 54,9 58,9

Agosto 60,8 50,2 58,1 53,2 51,0 52,8 46,3 47,7 41,9 56,9

Septiembre 64,6 56,9 54,7 56,0 46,7 50,4 55,4 45,5 37,7 61,0

Octubre 62,2 66,7 52,7 66,4 56,5 50,4 49,8 59,0 54,2 64,5

Noviembre 80,1 118,9 56,2 84,2 43,5 93,4 58,4 50,0 73,3 56,8

Diciembre 111,3 184,2 119,8 158,9 74,1 124,7 80,4 67,4 320,5 146,6

Máximo 493,9 335,7 450,4 231,1 216,2 287,6 330,7 266,4 320,5 443,8

El caudal máximo del río Mantaro ocurrió en el mes de enero; así mismo, se observa que entre los meses de junio y noviembre se tienen los caudales mínimos en el río Mantaro.

Gráfico Nº 28


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 2010 fue de 56,3 m3/s, siendo superior en 3% al caudal máximo registrado en el año 2009.

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

Enero 53,7 19,2 30,7 12,4 32,6 26,5 39,3 34,9 30,1 46,6 Febrero 44,3 27,7 35,9 30,5 29,9 36,3 41,2 45,2 54,9 49,5 Marzo 61,8 40,0 50,8 26,0 35,9 48,0 52,1 37,8 52,5 56,3 Abril 39,4 31,5 34,3 22,1 30,2 41,6 43,1 26,1 47,1 42,2 Mayo 24,3 19,0 18,5 13,7 16,7 18,7 25,6 20,1 25,0 25,0 Junio 14,7 13,3 12,3 9,2 11,7 12,8 21,4 19,2 20,4 21,7 Julio 12,6 11,6 9,7 7,2 10,6 10,1 20,8 19,4 20,2 21,7 Agosto 9,4 9,8 7,7 6,4 9,2 9,5 21,0 19,0 20,6 22,4 Septiembre 10,2 11,1 7,9 6,9 9,2 8,9 20,9 19,2 22,1 22,7 Octubre 9,8 11,4 8,0 9,6 8,7 9,7 21,7 19,7 22,6 22,4 Noviembre 15,2 16,1 7,3 19,0 8,3 14,2 21,8 19,5 30,4 21,6 Diciembre 17,5 20,6 17,5 27,1 13,1 25,4 22,0 21,9 40,6 31,7 Máximo 61,8 40,0 50,8 30,5 35,9 48,0 52,1 45,2 54,9 56,3

Gráfico Nº 29


4.5 COSTOS

4.5.1 Evolución de los Costos Marginales de Energía – SEIN

El costo marginal ponderado del año 2010 fue 32,1% menor con respecto del valor registrado en el año 2009, el cual se debe al aumento de la generación hidroeléctrica y de las generación termoeléctrica en base a gas natural; sumado a la aplicación del Decreto de Urgencia N° 049‐2008, que estableció, entre otras cosas, que los costos marginales se determinen sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad

Cuadro Nº 15

Meses Costos Marginales

( Ctv US$/kW.h ) Variación % SEIN 2010 SEIN 2009

Enero 2,32 2,67 (13,4%) Febrero 2,45 4,38 (43,9%) Marzo 2,21 2,49 (11,1%) Abril 1,66 2,53 (34,4%) Mayo 1,82 2,87 (36,7%) Junio 2,04 6,57 (68,9%) Julio 1,99 4,12 (51,8%) Agosto 2,29 3,39 (32,4%) Septiembre 2,38 3,62 (34,2%) Octubre 2,42 1,98 22,5% Noviembre 2,31 2,04 13,4% Diciembre 1,88 1,72 8,8% Promedio Anual 2,15 3,16 -32,1%

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 2010.

Cuadro Nº 16

Meses Costos Marginales

( Ctv US$/kW.h ) CMg Hora Punta CMg Hora Fuera de Punta CMg Ponderado

Enero 4,46 1,82 2,32 Febrero 4,63 1,92 2,45 Marzo 4,49 1,63 2,21 Abril 3,12 1,32 1,66 Mayo 2,50 1,66 1,82 Junio 2,15 2,02 2,04 Julio 2,13 1,95 1,99 Agosto 2,50 2,24 2,29 Septiembre 2,55 2,34 2,38 Octubre 2,64 2,37 2,42 Noviembre 2,57 2,25 2,31 Diciembre 2,39 1,76 1,88


Gráfico Nº 30

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 31

El aumento de los costos totales de generación para el año 2010, respecto al 2009, se debe principalmente al incremento en 43,7% de los Servicios Prestados por Terceros y 25,6% en consumos de Combustibles y Lubricantes.


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 2010, por tipo de combustible empleado para la generación termoeléctrica.

Gráfico Nº 32

Gráfico Nº 33

Gráfico Nº 34


Gráfico Nº 35

Gráfico Nº 36

Gráfico Nº 37


4.5.5 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 38

Gráfico Nº 39

Gráfico Nº 40


4.6 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA Y POTENCIA EN EL SEIN

4.6.1 Transferencia de Energía Activa

Para el año 2010, las transferencias totales de energía activa entre integrantes del COES‐SINAC fueron de 31 049 GW.h, las mismas que corresponden a 104 millones de US$.

Cuadro Nº 17

GW.h Miles US$ Empresa Entregas Retiros Transferencias Venta Compra

Edegel 7 432 6 811 620 - 20 816 Electroperú 7 116 6 075 1 041 304 17 741 Enersur 4 064 4 913 (849) 44 818 - Kallpa 3 198 3 672 (475) - 30 203 Egenor 2 073 2 042 31 2 915 3 883 SN Power Perú 1 386 981 405 3 377 - Chinango 1 003 862 141 849 4 993 Egasa 875 828 47 7 318 318 Termoselva 758 1 103 (345) 878 4 966 Celepsa 700 793 (93) 2 554 7 992 Eepsa 603 498 105 31 106 - San Gabán 375 99 276 2 881 229 Egemsa 336 442 (106) - 6 750 Electroandes 298 163 135 1 649 - SDF Energía 201 138 64 559 430 S. M. Corona 128 104 24 289 225 Egesur 102 171 (69) 33 1 863 AIPSA 72 1 72 1 363 6 E. Santa Cruz 53 - 53 1 010 - SINERSA 28 0 28 663 0 GEPSA 18 - 18 300 2 MAJA Energía 8 - 8 150 - Shougesa 0 341 (341) 1 169 3 741 Cahua - 1 (1) - 25 Retiros sin Contrato - 167 (167) - - Saldo Res. 221 844 (623) - -

Total General 31 049 31 049 - 104 184 104 184 * Corresponde a los retiros de energía de las empresas distribuidoras sin contratos con las empresas generadoras.

NOTA: Mediante carta SNPPSA‐GG‐040‐2010 del 12 de marzo de 2010, comunican que las empresas Cahua y Electroandes se fusionan desde la fecha, pasando a denominarse SN Power Perú.

Se observa que tanto Edegel como Electroperú tienen un mayor saldo positivo entre entrega y retiro de energía (GWh) al sistema sin embargo la valorización de la compra es mayor a la venta, debiéndose principalmente a la variabilidad de los costos marginales.

Gráfico Nº 41

Nota: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energías realizadas en las barras de transferencia.

Operación del Sector Eléctrico |35 Se presenta la evolución mensual de las entregas y retiros de energía durante el año 2010, por cada empresa, haciendo un total anual de 31 049 GW.h.

Cuadro Nº 18

Empresa Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio

Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro

Edegel 544,1 542,5 497,2 519,2 594,4 582,8 594,4 546,7 633,8 577,5 640,2 562,9 Electroperú 652,9 539,9 585,0 483,7 619,7 530,0 614,0 518,6 598,4 503,2 572,4 500,3 Enersur 374,8 404,3 357,2 372,9 371,0 435,4 343,1 405,4 379,6 406,5 421,9 391,7 Kallpa 138,7 295,2 150,7 270,5 172,0 304,9 108,5 285,2 174,8 298,7 225,7 297,9 Egenor 231,1 224,5 201,3 217,6 227,2 251,3 235,1 172,0 220,4 154,9 147,2 150,4 SN Power Perú 155,7 70,8 139,7 73,1 143,2 89,6 128,7 103,0 Chinango 124,0 74,3 113,7 70,2 116,1 76,9 111,2 70,6 95,4 74,0 59,3 70,0 Egasa 58,5 70,2 58,4 63,0 72,9 69,3 75,2 67,0 72,6 70,4 63,2 68,8 Termoselva 72,5 82,0 59,5 76,4 64,6 85,6 38,0 79,6 60,0 97,9 92,7 97,4 Celepsa 0,6 0,4 40,1 0,9 84,0 1,6 90,0 73,5 60,2 94,6 52,3 91,9 Eepsa 52,3 41,8 39,7 39,4 42,4 43,9 43,6 40,4 32,1 41,9 49,0 41,4 San Gabán 57,7 1,3 21,6 1,4 20,6 6,8 21,3 7,4 22,0 7,7 20,7 7,6 Egemsa (0,4) 13,3 25,7 32,9 30,4 37,7 28,8 38,1 34,6 39,2 36,9 36,0 Electroandes 159,5 90,6 138,6 72,3 Saldo Res. - 50,1 26,4 67,0 34,0 78,4 30,1 75,3 44,4 87,8 52,0 106,0 SDF Energía 5,6 9,9 17,3 8,9 18,9 10,2 16,6 10,0 19,2 10,3 6,5 10,3 S. M. Corona 12,8 10,0 8,3 10,2 11,8 10,5 11,3 9,1 12,2 9,2 10,2 8,4 Egesur 8,2 10,8 7,6 8,2 8,6 8,7 8,3 8,7 8,2 13,0 8,0 11,8 AIPSA 1,1 0,8 8,2 0,0 7,3 0,0 6,8 - E. Santa Cruz 4,5 - 4,3 - 5,0 - 4,2 - 4,3 - 3,3 - SINERSA 0,1 0,1 4,5 - 4,3 - GEPSA 4,0 - 2,8 - 1,3 - 2,1 - 2,3 - 2,1 - MAJA Energía 0,5 - 0,6 - 0,7 - 0,8 - Shougesa - 26,3 - 29,3 0,0 28,3 - 28,0 0,0 33,8 0,1 30,3 Cahua - 1,0 Retiros sin Contrato - 13,1 - 11,4 - 18,5 - 15,7 - 20,3 - 18,1

Total 2 501,4 2 501,4 2 355,3 2 355,3 2 652,3 2 652,3 2 524,5 2 524,5 2 630,5 2 630,5 2 604,3 2 604,3


Cuadro Nº 19

Empresa Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro Entrega Retiro

Edegel 668,5 570,7 630,8 584,7 645,8 539,5 679,7 587,8 653,1 593,1 649,6 604,2 Electroperú 596,5 498,9 611,5 501,0 555,7 493,9 566,4 505,4 560,3 488,1 583,4 511,8 Enersur 264,4 404,5 307,8 397,0 299,1 405,0 366,8 429,1 319,0 426,3 259,5 434,9 Kallpa 400,0 311,6 388,7 312,2 389,2 308,6 326,9 319,9 376,9 332,2 345,4 335,5 Egenor 111,4 150,7 104,0 146,9 110,3 138,6 128,8 141,1 157,1 134,5 199,0 159,8 SN Power Perú 131,2 102,7 127,4 98,6 125,6 109,2 135,6 106,7 140,4 110,5 158,6 116,8 Chinango2 46,5 69,4 38,0 70,2 49,6 69,6 61,4 71,8 68,1 70,8 119,9 74,0 Egasa 75,7 71,1 77,6 69,6 73,9 66,9 84,7 69,9 81,3 69,4 80,7 72,5 Termoselva 72,4 98,7 93,7 99,6 55,8 95,7 72,1 99,3 46,6 95,4 30,4 95,7 Celepsa 47,8 79,4 51,2 86,5 56,0 83,9 54,1 90,3 48,1 93,6 115,7 96,8 Eepsa 57,1 41,3 57,2 42,0 55,9 41,2 56,3 42,0 60,3 40,8 56,8 41,6 San Gabán 24,6 8,0 22,4 10,0 27,9 9,1 30,2 8,8 43,9 9,5 62,1 21,2 Egemsa 31,4 38,1 29,5 39,4 30,1 39,9 30,1 42,7 26,7 42,5 31,6 41,9 Electroandes Saldo Res. 34,0 96,5 - 58,9 - 55,6 - 60,5 - 55,6 - 51,8 SDF Energía 20,0 13,1 20,6 13,3 20,6 12,7 21,4 12,9 19,5 12,7 15,0 13,5 S. M. Corona 9,4 7,9 9,5 7,8 9,6 7,7 10,6 7,9 10,6 7,5 11,4 7,8 Egesur 8,3 9,2 8,3 18,3 8,5 17,7 9,2 19,7 10,2 20,5 8,5 24,0 AIPSA 8,0 - 9,3 0,0 7,4 0,0 7,6 0,0 8,3 - 8,3 - E. Santa Cruz 3,3 - 3,3 - 3,2 - 4,0 - 6,0 - 7,9 - SINERSA 3,2 - 4,3 - 4,8 - 3,9 - 2,2 - 1,0 - GEPSA 2,4 - 0,7 - (0,0) - (0,0) - (0,0) - (0,0) - MAJA Energía 0,8 - 0,8 - 0,6 - 0,8 - 1,0 - 1,8 - Shougesa - 27,7 - 33,2 0,2 27,8 - 25,9 - 25,0 0,1 25,9 Cahua Retiros sin Contrato - 17,5 - 7,4 - 7,2 - 8,6 - 11,8 - 17,0

Total 2 616,9 2 616,9 2 596,6 2 596,6 2 529,8 2 529,8 2 650,5 2 650,5 2 639,7 2 639,7 2 746,8 2 746,8


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

Edegel - - - - - - - - - - - - - Electroperú - - - - - - - 303,9 - - - - 303,9 Kallpa - - - - - - - - - - - - - Enersur 5 237,5 5 970,4 8 233,5 8 675,5 5 093,0 5 312,5 655,4 270,4 944,8 2 251,9 1 485,4 687,7 44 818,2 Egenor - - - 2,5 553,3 - - 35,7 - - 1 470,6 852,6 2 914,5 SN Power Perú - - 1 011,9 352,7 533,1 195,8 61,4 238,2 83,6 319,4 245,0 336,2 3 377,3 Chinango 328,6 124,1 68,8 - - - - - - - - 327,0 848,6 Celepsa 2,2 847,3 1 704,9 - - - - - - - - - 2 554,3 Egasa - - 774,7 1 195,6 674,0 - 940,8 856,0 527,7 932,1 932,5 484,9 7 318,3 San Gabán 859,2 - - - 99,9 93,7 104,6 94,3 265,1 292,1 572,5 499,6 2 881,0 Eepsa 2 903,2 2 726,0 893,9 1 370,1 547,2 1 686,2 3 551,1 3 571,7 3 276,4 3 248,9 3 632,2 3 698,9 31 106,0 Egemsa - - - - - - - - - - - - - Termoselva 386,3 255,3 2,7 - - - - 233,9 - - - - 878,1 SDF Energía - 117,0 84,8 13,9 80,0 - 30,8 - 71,6 103,9 56,6 - 558,7 S. M. Corona - - - - 20,6 5,7 3,0 34,8 40,7 89,2 51,2 43,3 288,6 Egesur - - 33,0 0,4 - - - - - - - - 33,5 Shougesa 268,4 579,3 - - - 320,8 - - - - - - 1 168,6 AIPSA - - - 116,1 117,9 118,6 155,9 200,4 170,8 169,8 174,2 139,3 1 363,0 Cahua - - - - - - - - - - - - - Electroandes 622,9 1 025,6 - - - - - - - - - - 1 648,5 E. Santa Cruz 87,6 72,7 93,4 57,7 67,4 55,8 55,8 68,1 75,8 96,2 136,7 143,0 1 010,2 MAJA Energía - - 9,7 6,0 8,2 12,5 12,6 15,0 14,6 18,3 21,2 32,2 150,1 SINERSA - - - - 85,5 94,7 72,5 106,6 124,4 103,6 55,6 20,1 663,0 GEPSA 79,4 38,0 18,2 28,8 36,8 37,5 44,4 16,8 - - - - 299,9

Total 10 775,4 11 755,8 12 929,6 11 819,2 7 916,9 7 933,8 5 688,3 6 045,7 5 595,4 7 625,5 8 833,7 7 264,7 104 184,2


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 la forma como cada empresa se comportó 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 2010

Edegel 2 560,6 2 643,3 2 608,2 2 086,8 1 466,6 898,5 1 446,0 2 305,0 272,4 789,9 1 947,7 1 791,3 20 816,5

Electroperú 2 655,8 2 525,7 3 281,9 3 931,7 739,4 1 121,1 621,9 - 515,5 717,8 804,2 825,9 17 741,0

Kallpa 4 553,8 4 868,1 4 048,9 4 368,0 3 665,9 3 055,6 435,9 295,3 8,9 1 990,2 1 243,3 1 669,1 30 202,9

Enersur - - - - - - - - - - - - -

Egenor 11,8 704,3 1 853,5 - - 271,5 398,1 - 505,4 138,9 - - 3 883,4

SN Power Perú - - - - - - - - - - - - -

Chinango - - - 17,7 52,6 659,7 934,4 1 153,6 871,7 729,1 574,1 - 4 992,9

Celepsa - - - 88,4 853,8 1 179,1 1 047,7 1 138,9 945,4 1 203,6 1 389,6 145,4 7 992,0

Egasa 81,7 118,1 - - - 118,4 - - - - - - 318,1

San Gabán - 120,8 61,3 46,6 - - - - - - - - 228,7

Eepsa - - - - - - - - - - - - -

Egemsa 719,4 639,3 563,4 565,9 343,7 259,1 457,6 654,2 710,0 621,3 696,6 518,9 6 749,5

Termoselva - - - 619,2 581,7 94,1 50,1 - 850,4 408,1 1 115,1 1 246,8 4 965,5

SDF Energía 124,6 - - - - 158,0 - 84,7 - - - 63,0 430,3

S. M. Corona 30,1 108,2 64,5 22,6 - - - - - - - - 225,5

Egesur 12,5 27,8 - - 91,3 118,7 53,8 272,9 281,7 324,8 313,5 366,1 1 863,0

Shougesa - - 441,4 72,4 121,9 - 242,9 141,1 633,3 701,5 749,0 637,9 3 741,5

AIPSA - - 6,4 - - - - - - - - - 6,4

Cahua 25,2 - - - - - - - - - - - 25,2

Electroandes - - - - - - - - - - - - -

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

MAJA Energía - - - - - - - - - - - - -

SINERSA - - - 0,0 - - - - - - - - 0,0

GEPSA - - - - - - - - 0,8 0,5 0,4 0,2 1,8

Total 10 775,4 11 755,8 12 929,6 11 819,2 7 916,9 7 933,8 5 688,3 6 045,7 5 595,4 7 625,5 8 833,7 7 264,7 104 184,2

Operación del Sector Eléctrico |39 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 la forma como cada empresa se comportó 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

Edegel (2 560,6) (2 643,3) (2 608,2) (2 086,8) (1 466,6) (898,5) (1 446,0) (2 305,0) (272,4) (789,9) (1 947,7) (1 791,3) (20 816,5)

Electroperú (2 655,8) (2 525,7) (3 281,9) (3 931,7) (739,4) (1 121,1) (621,9) 303,9 (515,5) (717,8) (804,2) (825,9) (17 437,1)

Kallpa (4 553,8) (4 868,1) (4 048,9) (4 368,0) (3 665,9) (3 055,6) (435,9) (295,3) (8,9) (1 990,2) (1 243,3) (1 669,1) (30 202,9)

Enersur 5 237,5 5 970,4 8 233,5 8 675,5 5 093,0 5 312,5 655,4 270,4 944,8 2 251,9 1 485,4 687,7 44 818,2

Egenor (11,8) (704,3) (1 853,5) 2,5 553,3 (271,5) (398,1) 35,7 (505,4) (138,9) 1 470,6 852,6 (968,8)

SN Power Perú - - 1 011,9 352,7 533,1 195,8 61,4 238,2 83,6 319,4 245,0 336,2 3 377,3

Chinango 328,6 124,1 68,8 (17,7) (52,6) (659,7) (934,4) (1 153,6) (871,7) (729,1) (574,1) 327,0 (4 144,3)

Celepsa 2,2 847,3 1 704,9 (88,4) (853,8) (1 179,1) (1 047,7) (1 138,9) (945,4) (1 203,6) (1 389,6) (145,4) (5 437,7)

Egasa (81,7) (118,1) 774,7 1 195,6 674,0 (118,4) 940,8 856,0 527,7 932,1 932,5 484,9 7 000,1

San Gabán 859,2 (120,8) (61,3) (46,6) 99,9 93,7 104,6 94,3 265,1 292,1 572,5 499,6 2 652,2

Eepsa 2 903,2 2 726,0 893,9 1 370,1 547,2 1 686,2 3 551,1 3 571,7 3 276,4 3 248,9 3 632,2 3 698,9 31 106,0

Egemsa (719,4) (639,3) (563,4) (565,9) (343,7) (259,1) (457,6) (654,2) (710,0) (621,3) (696,6) (518,9) (6 749,5)

Termoselva 386,3 255,3 2,7 (619,2) (581,7) (94,1) (50,1) 233,9 (850,4) (408,1) (1 115,1) (1 246,8) (4 087,4)

SDF Energía (124,6) 117,0 84,8 13,9 80,0 (158,0) 30,8 (84,7) 71,6 103,9 56,6 (63,0) 128,4

S. M. Corona (30,1) (108,2) (64,5) (22,6) 20,6 5,7 3,0 34,8 40,7 89,2 51,2 43,3 63,2

Egesur (12,5) (27,8) 33,0 0,4 (91,3) (118,7) (53,8) (272,9) (281,7) (324,8) (313,5) (366,1) (1 829,6)

Shougesa 268,4 579,3 (441,4) (72,4) (121,9) 320,8 (242,9) (141,1) (633,3) (701,5) (749,0) (637,9) (2 572,9)

AIPSA - - (6,4) 116,1 117,9 118,6 155,9 200,4 170,8 169,8 174,2 139,3 1 356,6

Cahua (25,2) - - - - - - - - - - - (25,2)

Electroandes 622,9 1 025,6 - - - - - - - - - - 1 648,5

E. Santa Cruz 87,6 72,7 93,4 57,7 67,4 55,8 55,8 68,1 75,8 96,2 136,7 143,0 1 010,2

MAJA Energía - - 9,7 6,0 8,2 12,5 12,6 15,0 14,6 18,3 21,2 32,2 150,1

SINERSA - - - (0,0) 85,5 94,7 72,5 106,6 124,4 103,6 55,6 20,1 663,0

GEPSA 79,4 38,0 18,2 28,8 36,8 37,5 44,4 16,8 (0,8) (0,5) (0,4) (0,2) 298,1

Total - - - - - - - - - - - - -


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 42

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‐SINAC, durante el año 2010.

Cuadro Nº 23

Empresa Miles US$

Venta Compra AIPSA 434,7 2,5 Celepsa 2 521,5 - Chinango 185,8 601,2 E. Santa Cruz 256,1 - Edegel 7 749,1 374,5 Eepsa 589,4 19,3 Egasa 1 502,2 15,6 Egemsa - 1 342,0 Egenor 1 941,5 982,9 Egesur 629,2 35,4 Electroandes 851,3 - Electroperú 82,7 3 293,9 Enersur 1 154,2 1 334,2 GEPSA 162,0 - Kallpa - 12 020,4 MAJA Energía 48,3 0,6 S. M. Corona 192,1 26,8 San Gabán 2 474,0 - SDF Energía 307,1 134,9 Shougesa - 2 623,8 SINERSA 271,7 - SN Power Perú 3 405,5 - Termoselva 433,0 2 383,4

Total 25 191,3 25 191,3


Gráfico Nº 43

Operación del Sector Eléctrico |42 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 875,2 750,8 972,3 681,5 396,9 643,2 1 043,4 327,5 - 468,0 664,9 925,3 7 749,1

Eepsa 15,2 - - - 66,5 81,9 93,5 80,7 39,1 89,4 95,3 27,9 589,4

Egasa - 7,8 67,4 129,0 49,9 43,3 79,0 56,9 129,1 129,9 441,4 368,5 1 502,2

Egemsa - - - - - - - - - - - - -

Egenor - - - - 287,6 127,4 36,7 62,2 219,1 243,4 376,7 588,5 1 941,5

Egesur 58,6 62,2 86,4 85,5 88,1 83,8 86,7 - - - 63,4 14,4 629,2

Electroandes 429,1 422,2 - - - - - - - - - - 851,3

Electroperú - 59,5 23,2 - - - - - - - - - 82,7

Enersur 241,3 331,5 176,8 - 29,9 199,8 - 166,9 - 7,9 - - 1 154,2

Kallpa - - - - - - - - - - - - -

San Gabán 331,1 225,7 120,5 150,0 129,3 121,6 205,7 171,4 217,5 199,3 352,0 249,8 2 474,0

Shougesa - - - - - - - - - - - - -

Termoselva 20,3 12,0 - - - - - - 400,6 - - - 433,0

SDF Energía - 75,0 59,7 36,1 34,8 - 17,3 - 28,4 34,6 21,3 - 307,1

GEPSA 22,2 19,6 12,5 15,6 13,4 12,6 13,1 11,8 11,7 9,9 9,8 9,9 162,0

Chinango 57,0 82,1 35,3 11,3 - - - - - - - - 185,8

E. Santa Cruz 19,8 20,5 20,9 18,4 17,7 18,1 17,4 19,8 21,9 23,5 27,8 30,1 256,1

S. M. Corona - - 9,0 27,4 18,7 10,9 20,3 21,6 20,8 23,3 20,0 20,1 192,1

AIPSA - - - 56,3 42,8 42,2 46,2 56,9 46,6 45,6 50,5 47,5 434,7

Celepsa - - 33,5 425,7 245,7 228,2 302,3 332,7 309,4 270,5 168,4 205,3 2 521,5

SN Power Perú - - 577,8 491,9 352,5 326,7 343,3 347,9 265,8 276,1 210,5 213,1 3 405,5

MAJA Energía - - - - 4,3 4,5 4,5 5,3 5,7 6,0 8,3 9,7 48,3

SINERSA - - - 0,4 11,6 52,4 34,3 36,2 37,5 36,0 32,8 30,5 271,7

Total 2 069,9 2 069,0 2 195,5 2 129,1 1 789,7 1 996,4 2 343,6 1 698,1 1 753,2 1 863,2 2 543,0 2 740,5 25 191,3


Cuadro Nº 25

Empresa Compra de Potencia (Miles US$)

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total General

Edegel - - - - - - - - 374,5 - - - 374,5

Eepsa - 5,4 1,7 12,2 - - - - - - - - 19,3

Egasa 15,6 - - - - - - - - - - - 15,6

Egemsa 2,3 21,7 44,9 73,3 75,8 83,6 98,4 187,7 169,9 190,7 208,2 185,4 1 342,0

Egenor 213,5 297,5 450,4 21,5 - - - - - - - - 982,9

Egesur - - - - - - - 8,0 5,5 21,8 - - 35,4

Electroandes - - - - - - - - - - - - -

Electroperú 137,5 - - 301,3 450,5 484,8 490,9 386,0 196,4 339,4 255,7 251,4 3 293,9

Enersur - - - 162,6 - - 102,4 - 37,5 - 164,9 866,7 1 334,2

Kallpa 1 490,6 1 625,6 1 628,6 1 262,8 800,7 876,3 553,3 589,0 642,9 802,1 941,1 807,5 12 020,4

San Gabán - - - - - - - - - - - - -

Shougesa 153,3 112,8 61,4 234,9 299,1 329,8 265,4 288,2 245,2 223,4 204,1 206,1 2 623,8

Termoselva - - 6,0 59,9 127,4 87,7 748,4 93,9 - 211,1 665,8 383,2 2 383,4

SDF Energía 36,3 - - - - 45,2 - 50,2 - - - 3,1 134,9

GEPSA - - - - - - - - - - - - -

Chinango - - - - 36,2 89,0 84,8 95,1 81,2 74,7 103,3 36,9 601,2

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

S. M. Corona 20,7 6,1 - - - - - - - - - - 26,8

AIPSA - - 2,5 - - - - - - - - - 2,5

Celepsa - - - - - - - - - - - - -

SN Power Perú - - - - - - - - - - - - -

MAJA Energía - - - 0,6 - - - - - - - - 0,6

SINERSA - - - - - - - - - - - - -

Total 2 069,9 2 069,0 2 195,5 2 129,1 1 789,7 1 996,4 2 343,6 1 698,1 1 753,2 1 863,2 2 543,0 2 740,5 25 191,3


4.7 PAGO DE PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

4.7.1 Transferencia de Potencia

Para el año 2010, el pago del peaje por conexión al Sistema Principal de Transmisión fue de 218,4 millones de US$, esto incluye el pago a las empresas transmisoras, por sus equipos pertenecientes al SPT y los Cargos Adicionales que fueron establecido por el Decreto Legislativo N° 1041 y por los Decretos de Urgencias N° 049‐2008 y 037‐2008.

Cuadro Nº 26

Empresa Pago (Miles de US$)

SPT Cargos Adicionales

TOTAL CCVOA-CMG CCVOA-RSC CTGN CSS CGA

AIPSA 9,4 15,9 - 0,3 0,3 0,3 26,3 Celepsa 1 456,4 2 451,4 - 19,3 58,7 103,7 4 089,5 Chinango 2 423,2 4 053,5 - 116,0 90,5 154,2 6 837,4 E. Santa Cruz 5,0 9,9 - 0,2 0,2 0,2 15,4 Edegel 16 285,0 27 482,6 - 777,3 614,8 1 537,8 46 697,5 Eepsa 1 599,8 2 702,9 - 77,4 60,3 82,3 4 522,8 Egasa 2 156,7 3 642,0 - 102,8 81,4 319,8 6 302,8 Egemsa 1 816,4 2 911,2 - 73,7 66,2 202,4 5 069,9 Egenor 5 205,0 8 868,0 - 310,6 193,9 616,2 15 193,7 Egesur 340,4 546,7 - 10,0 13,1 31,0 941,3 Electroandes 514,3 906,3 - 67,8 17,5 104,1 1 610,1 Electroperú 14 532,0 24 581,0 - 718,8 547,7 1 744,2 42 123,7 ENERSUR 12 477,0 21 045,8 - 600,4 470,9 1 778,1 36 372,2 GEPSA 4,6 7,4 - 0,3 0,1 0,2 12,5 Kallpa 9 622,6 16 196,0 - 446,1 364,3 868,2 27 497,3 MAJA Energía 1,8 3,2 - 0,0 0,1 0,0 5,1 S. M. Corona 262,4 447,1 - 15,2 9,8 34,8 769,3 San Gabán 883,8 1 504,6 - 41,8 33,3 114,6 2 578,1 SDF Energía 318,5 503,3 - 12,1 11,4 69,1 914,4 Shougesa 1 061,4 1 790,5 - 46,9 40,2 308,4 3 247,3 SINERSA - - - - - - - SN Power Perú 2 194,6 3 629,1 - 57,0 84,3 112,8 6 077,7 Termoselva 2 520,5 4 277,2 - 107,6 96,6 467,4 7 469,3 Total 75 690,7 127 575,6 - 3 601,8 2 855,9 8 649,8 218 373,8

SPT: Sistema Principal de Transmisión

CCVOA‐CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo Marginal

CCVOA‐RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin Contrato

CTGN: Compensación por Transporte por Gas Natural para Generación Eléctrica

CSS: Compensación por Seguridad de Suministro

CGA: Compensación por Generación Adicional

Operación del Sector Eléctrico|45

Gráfico Nº 44

Gráfico Nº 45


4.8 POTENCIA FIRME

4.8.1 Potencia Firme por Empresa

La Potencia Firme del SEIN correspondiente a diciembre 2010, fue de 6 313,4 MW; de los cuales 3 017,3 MW fueron hidroeléctricos y 3 285,1 MW fueron termoeléctricos.

Cuadro Nº 27

Empresa Potencia Firme a Diciembre 2010 Participación

Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Edegel 553 908 - 1 461 37,8% 62,2% - Enersur 137 895 - 1 031 13,3% 86,7% - Electroperú 886 101 - 987 89,8% 10,2% - Egenor 353 265 - 618 56,7% 43,3% - Kallpa - 556 - 556 - 100,0% - Egasa 175 141 - 316 55,3% 44,7% - SN Power Perú 257 - - 257 100,0% - - Celepsa 217 - - 217 100,0% - - Termoselva - 175 - 175 - 100,0% - Chinango 165 - - 165 100,0% - - Eepsa - 132 - 132 - 100,0% - San Gabán 113 8 - 121 93,4% 6,6% - Egemsa 89 - - 89 100,0% - - Shougesa - 61 - 61 - 100,0% - Egesur 35 22 - 57 61,1% 38,9% - SDF Energía - 20 - 20 - 100,0% - S. M. Corona 20 - - 20 100,0% - - SINERSA 8 - - 8 100,0% - - E. Santa Cruz 5 - - 5 100,0% - - GEPSA 3 - - 3 100,0% - - MAJA Energía 2 - - 2 100,0% - - AIPSA - - 11 11 - - 100,0% Total 3 017,3 3 285,1 11,1 6 313,4 47,7% 52,1% 0,2%

Gráfico Nº 46

Nota: En Otros se incluyen a las empresas SDF Energía, S. M. Corona, SINERSA, E. Santa Cruz, GEPSA, MAJA Energía y AIPSA.


La participación de las empresas en la potencia firme de diciembre del año 2010 es mostrada en el siguiente gráfico:

Gráfico Nº 47

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 2010.

Cuadro Nº 28

Empresa Potencia Firme Potencia Efectiva

Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total Edegel 553 908 - 1 461 553 922 - 1 475 Enersur 137 895 - 1 031 137 902 - 1 038 Electroperú 886 101 - 987 886 103 - 989 Egenor 353 265 - 618 374 275 - 650 Kallpa - 556 - 556 - 566 - 566 Egasa 175 141 - 316 176 146 - 322 SN Power Perú 257 - - 257 269 - - 269 Celepsa 217 - - 217 217 - - 217 Termoselva - 175 - 175 - 175 - 175 Chinango 165 - - 165 194 - - 194 Eepsa - 132 - 132 - 133 - 133 San Gabán 113 8 - 121 113 8 - 121 Egemsa 89 - - 89 89 - - 89 Shougesa - 61 - 61 - 63 - 63 Egesur 35 22 - 57 35 23 - 58 SDF Energía - 20 - 20 - 29 - 29 S. M. Corona 20 - - 20 20 - - 20 SINERSA 8 - - 8 10 - - 10 E. Santa Cruz 5 - - 5 14 - - 14 GEPSA 3 - - 3 10 - - 10 MAJA Energía 2 - - 2 3 - - 3 AIPSA - - 11 11 - - 20 20 Total 3 017 3 285 11 6 313 3 098 3 345 20 6 463,4


En los siguientes gráficos se presenta una comparación de la potencia firme y efectiva de los valores correspondientes a diciembre 2010, desagregada por hidroeléctricas y termoeléctricas, respectivamente.

Gráfico Nº 48

Gráfico Nº 49


En el cuadro y gráfico siguientes se presenta la evolución de la Potencia Firme a lo largo del año 2010.

Cuadro Nº 29

Empresa Potencia Firme Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Edegel 1 455,6 1 456,1 1 456,0 1 458,1 1 458,1 1 457,2 1 457,3 1 457,9 1 459,0 1 459,8 1 460,1 1 460,9 Eepsa 132,3 132,3 132,3 132,4 132,4 132,4 132,3 132,4 132,4 132,4 132,5 132,5 Egasa 314,3 312,4 312,4 312,4 312,5 312,6 312,8 313,1 275,6 316,4 316,4 316,3 Egemsa 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 88,8 88,8 88,8 88,8 88,8 88,8 88,8 Egenor 462,0 462,0 442,1 423,2 614,2 613,4 613,8 614,0 615,6 618,3 618,7 618,8 Egesur 60,4 60,4 60,4 60,4 60,4 60,4 60,4 34,9 34,9 57,1 57,1 57,1 Electroperú 987,3 987,4 987,4 987,4 986,4 986,4 986,4 986,4 986,5 986,6 986,7 986,8 Enersur 1 019,3 1 020,0 1 020,2 1 019,8 1 011,0 1 011,2 1 011,5 1 011,8 1 012,0 1 012,1 1 014,3 1 031,3 Kallpa 362,0 362,1 552,7 553,1 553,3 553,6 554,2 554,7 555,6 555,3 555,8 556,4 San Gabán 121,4 121,4 121,4 121,3 121,3 120,7 120,7 120,7 120,7 120,7 120,7 120,7 Shougesa 61,6 60,6 60,2 60,2 60,2 60,6 60,5 60,6 60,6 60,7 60,7 60,8 Termoselva 175,3 175,3 175,3 175,4 175,2 175,3 174,1 174,1 174,1 175,0 175,0 175,0 SDF Energía 7,7 26,0 25,7 23,3 26,1 9,2 27,2 28,0 28,9 29,1 27,4 20,5 GEPSA 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 2,8 2,8 2,8 Chinango2 165,6 165,6 165,6 165,6 165,6 165,6 165,6 165,6 165,6 165,3 165,3 165,3 E. Santa Cruz 2,0 2,0 2,0 2,3 4,4 4,4 4,4 4,4 4,4 4,5 4,5 4,5 S. M. Corona 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 19,6 SN Power Perú 257,4 257,4 257,4 257,4 257,4 257,4 257,4 257,4 257,4 257,3 257,3 257,3 Celepsa - - 216,9 216,9 216,9 216,9 216,9 217,4 217,4 217,4 217,4 217,4 MAJA Energía - - - 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,9 1,9 SINERSA - - - - - 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 AIPSA - - - - - - - - - - - 11,1 Total 5 707,2 5 723,9 6 111,0 6 093,3 6 279,5 6 258,0 6 276,0 6 254,1 6 221,3 6 288,4 6 290,8 6 313,4

Gráfico Nº 50

Operración del Seector Eléctrico|50

4.9

En el econóempre

Grupo E

Estado

Total Est

Endesa

Total End

Duke Ene

Total Duk

SN Powe

Total SN Suez Globeleq

Otros

Total Otr

Total SEI

ENERGÍA

siguiente gráficómicos, compaesas alcanzó los

Económico E

ElectroEgasaEgemsSan GaEgesur

tado EdegelChinanEepsa

desa

ergy EgenorTermos

ke Energy

er ElectroCahua

Power Enersu

q KallpaS. M. CShougeE. SanSDF EGEPSACELEP

ros

IN

A FIRME C

co se muestra rando dichos vs 30 349 GW.h

Empresa ADi

operú

sa abán r

l ngo

r selva

oandes

ur

Corona esa ta Cruz nergía A PSA

ONTRATAADA

la energía vendvalores con la comparada con

dida durante eEnergía Firme n una energía f

l año 2010 por(EF). La venta irme de 41 754

r los distintos gde energía de

4 GW.h.

grupos estas

Cuaddro Nº 30

Ventas de EA Empresas istribuidoras

A

3 662 449 409 133 169

4 822 4 711

789 496

5 996 1 261

396 1 657

694 0

694 2 742 2 554

23 3 2 2 1

543 574

19 039

Gráfi

Energía (GW.h) Clientes Libres Tot

2 276 377 281 192

0 3 126 2 011

53 71

2 135 525 696

1 221 195

0 195

2 624 1 002

92 350

0 121

0 444

1 007

11 311 3

ico Nº 51

Energía Fi(GW.htal

5 937 826 689 326 169

7 948 6 722

842 568

8 131 11 786 1 092 2 878

889 0

889 5 366 3 556

115 353

2 123

1 987

1 582

30 349 4

irme )

(EnergíaVentas de E

6 324 1 722

768 792 275

9 881 9 095

998 1 067 1 160 4 032 1 380 5 412

972 448

1 420 7 903 4 311

111 507

24 242

28 756

1 667

41 754

a Firme / Energía) -1

7% 108%

11% 143%

62% 24% 35% 19% 88% 37%

126% 26% 88% 9%

- 60% 47% 21% -4% 44%

1177% 97%

1852% -23%

5%

38%


4.10 EVENTOS

En el siguiente cuadro se presenta un resumen con los principales eventos registrados a lo largo del año 2010, 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

Egasa Mollendo MIR2 y MIR3 20,7 01‐ene‐10 01‐feb‐10 31 Cambio de pistones por nuevo modelo, se esta a la espera de repuestos pistones y monoblock.

Egasa Pisco CENTRAL 70 01‐ene‐10 21‐ago‐10 232 A la espera de la culminación de los trabajos de instalación del ducto de gas, a cargo de terceros.

Egenor Chiclayo Oeste GMT3 y SZ2 7,0 01‐ene‐10 01‐feb‐10 31 Mantenimiento 14 000 horas de operación y rectificado muñón de biela UP 1L y 1R

Electroperú Tumbes MAK2 8,5 01‐ene‐10 01‐feb‐10 31 Mantenimiento electromecánico 24 000 horas de operación.

Egasa Mollendo MIR2 y MIR3 20,7 01‐ene‐10 01‐jun‐10 151 MR2, cambio de pistones por nuevo modelo. MR3, montaje de monoblock

Electroperú Tumbes MAK2 8,5 01‐feb‐10 01‐mar‐10 28 Mantenimiento electromecánico 24000 horas de operación.

Egenor Piura TG1 20,4 01‐ene‐10 19‐jun‐10 170 Mantenimiento estator de generador, TG.Inspección a rotor de generador General Electric D.

Enersur Ilo 1 TG2 37,5 01‐ene‐10 01‐abr‐10 90 Reparación de compresor de alta presión.

Egesur Independencia CENTRAL 24,0 01‐ene‐10 27‐jul‐10 207 Conversión para operación con gas natural.

Egenor Chiclayo Oeste GMT1 y SZ2 13,3 01‐feb‐10 01‐ago‐10 181 Inspección muñón de biela GMT 01 y mantenimiento 1700 Horas de Sulzer 2

Enersur Ilo 1 TV2 22,6 16‐feb‐10 01‐ago‐10 166 Falla mayor del generador y pruebas en el generador

Eepsa Malacas TG2 15,0 01‐mar‐10 24‐may‐10 84 En mantenimiento por rajaduras en alabes y mantenimiento de turbina.

Egasa Charcani V G3 46,6 01‐mar‐10 01‐sep‐10 184 Reparación Mayor e Inspección y mantenimiento del generador por 8000 horas de operación.

Egasa Chilina SULZER1 5,1 11‐jun‐10 01‐ene‐11 204 Por la alta vibración del motor.Cambio de monoblock e inspección de fundación.

SN Power Perú Yaupi G5 20,0 15‐jul‐10 01‐ago‐10 17 Cambio de reguladores de tensión y velocidad.

Eepsa Malacas TG2 15,0 17‐jul‐10 25‐jul‐10 8 Mantenimiento correctivo.

Shougesa San Nicolás TV3 25,9 19‐jul‐10 31‐jul‐10 12 Cambio de tubo de piso en hogar de caldera.

Enersur Ilo 1 TV4 66,5 23‐jul‐10 01‐ago‐10 8 Falla en la válvula stop.

Edegel Ventanilla TG3 225,0 03‐ago‐10 16‐ago‐10 13 Reparación Bobinados Generador.

Electroperú Yarinacocha CENTRAL 24,5 06‐ago‐10 01‐sep‐10 26 Mantenimiento mayor.

Egenor Carhuaquero G4 10,0 09‐ago‐10 01‐sep‐10 23 Reparación con soldadura rodete Pelton ‐ U4.

Electroperú Mantaro G3 101,0 16‐ago‐10 25‐ago‐10 9 Mantenimiento correctivo, cambio cojinete de empuje.

Enersur Chilca TG3 194,2 19‐sep‐10 29‐sep‐10 10 Ejecución de trabajos de garantía por el fabricante.

Electroperú Mantaro G4 102,0 21‐sep‐10 28‐sep‐10 8 Mantenimiento mayor turbina

Egenor Carhuaquero G2 32,1 01‐oct‐10 01‐nov‐10 31 Cambio regulador de velocidad.

Electroperú Mantaro G7 102,0 12‐oct‐10 19‐oct‐10 8 Mantenimiento mayor turbina

Kallpa Kallpa TG2 193,5 01‐oct‐10 10‐oct‐10 9 Mantenimiento mayor de la unidad

Kallpa Kallpa TG3 197,8 13‐oct‐10 22‐oct‐10 9 Inspección en la zona de escape de la unidad por la salida de piezas metálicas por la chimenea.

Chinango Chimay G2 75,0 12‐nov‐10 20‐nov‐10 9 Reparación bobinado estator.

Electroperú Mantaro G6 102,0 08‐nov‐10 01‐dic‐10 23 Mantenimiento mayor turbina.

Otros Eventos Importantes

Empresa Central Unidad Potencia (MW)

Fecha Inicio Descripción

Egenor Trujillo CENTRAL 20,0 29‐ene‐10 Retiro de operación comercial

AIPSA Paramonga CENTRAL 20,0 17‐mar‐10 Entrada en operación comercial

Kallpa Kallpa TG3 196,6 24‐mar‐10 Entrada en operación comercial

Celepsa Platanal CENTRAL 216,9 31‐mar‐10 Entrada en operación comercial

Egenor Chimbote TG1 19,0 01‐abr‐10 Retiro de operación comercial

Maja Roncador G1 1,3 28‐abr‐10 Entrada de operación comercial

Sinersa Poechos II CENTRAL 10,0 30‐abr‐10 Entrada de operación comercial

Egemsa Dolorespata CENTRAL 11,5 08‐may‐10 Retiro de operación comercial

E. Santa Cruz Santa Cruz II G2 3,3 15‐may‐10 Entrada de operación comercial

Egenor Las Flores TG1 197,1 27‐may‐10 Entrada de operación comercial

E. Santa Cruz Santa Cruz II G1 3,4 10‐jun‐10 Entrada en operación comercial

Egasa Pisco CENTRAL 74,0 02‐oct‐10 Entrada en operación comercial

Egesur Independencia CENTRAL 24,0 20‐oct‐10 Entrada en operación comercial

Maja Energía Roncador G2 1,9 11‐dic‐10 Entrada en operación comercial

Fuente: Boletines mensuales de Operación 2010


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 2010, 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 7 224 Egasa 896 Egemsa 722 San Gabán 592 Egesur 105

Total Estado 9 540

Endesa Edegel 7 579 Chinango 1 023 Eepsa 684

Total Endesa 9 286

Duke Energy Egenor 2 116 Termoselva 765

Total Duke Energy 2 881 SN Power SN Power Perú 1 526 Total SN Power 1 526 Suez Enersur 4 688 Globeleq Kallpa 3 211

Otros

S. M. Corona 147 Shougesa 39 E. Santa Cruz 53 SDF Energía 204 GEPSA 18 AIPSA 77 Celepsa 720,6 SINERSA 28,3 MAJA Energía 7,6

Total Otros 1 294

Total SEIN 32 426

Tal como se aprecia en el gráfico adjunto, las empresas del Estado participan con el 29,4% de la producción de energía en el SEIN, las empresas del Grupo Endesa lo hacen con un 28,6%, en tanto que el restante 42,0% es cubierto fundamentalmente por Duke Energy, SN Power, Globeleq y otros pequeños grupos.

Gráfico Nº 52


Gráfico Nº 53

Las pérdidas en el sistema de transmisión y distribución del SEIN fueron del orden de 6,8% en el año 2010.

El índice más utilizado para medir el grado de concentración en un mercado, es el índice 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

Estado 9 246 294 29,4% 864 Endesa 4 481 4 805 28,6% 820 Duke Energy 2 044 837 8,9% 79 SN Power 1 526 - 4,7% 22 Suez 693 3 995 14,5% 209 Globeleq - 3 211 9,9% 98 Otros 974 320 4,0% 16 Total Otros 18 965 13 461 100,0% 2 108

Este valor se encuentra dentro del rango que caracteriza un mercado altamente concentrado, donde el Estado y Endesa son los principales actores.

Gráfico Nº 54


La evolución del HHI muestra una disminución en los últimos años,sin embargo, el mercado eléctrico del SEIN, sigue siendo altamente concentrado.

Gráfico Nº 55


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, Chinango, GEPSA, AIPSA y MAJA Energía.

La utilidad neta acumulada muestra una tendencia creciente para cada grupo económico.

Cuadro Nº 34

Utilidad Neta Acumulada por Grupo Económico Millones US$ DescripcionGrupo Empresa Al Trimestre I Al Trimestre II Al Trimestre III Al Trimestre IV

Estado Electroperú 25,6 46,6 70,6 73,5 Egasa 1,3 3,2 4,8 6,6 Egesur 0,1 0,1 0,2 0,8 San Gabán 2,8 1,5 4,0 4,5 Egemsa 2,2 3,2 3,5 3,0 Endesa Eepsa 4,5 10,8 16,8 21,2 Edegel 19,4 46,3 63,4 73,4 Duke Energy Termoselva 1,7 4,2 7,2 5,7 Egenor 10,0 15,6 18,2 26,0 SN Power Electroandes 7,7 12,7 15,5 16,8 Suez Enersur 26,3 44,4 63,2 80,5 Globeleq Kallpa 6,7 8,0 13,2 10,9

Otros SINERSA 1,9 3,4 3,8 2,4 Shougesa 1,1 1,5 2,3 3,7 Celepsa 0,0 0,0 -8,6 -15,6

Gráfico Nº 56

En los siguientes gráficos se muestra la utilidad neta obtenida por cada unidad de energía producida, durante el 2010 por grupo económico.

Gráfico Nº 57


Gráfico Nº 58

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 59

En este gráfico se puede observar que existe una relación directa entre la producción hidroeléctrica y la utilidad.

Gráfico Nº 60


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 32 079,0 22 565,8 28 424,9 5 360,1 Endesa 2 384,5 54 679,9 23 161,6 14 402,6 Duke Energy 11 683,1 8 138,6 5 531,2 6 340,8 SN Power 7 744,6 4 956,2 2 798,1 1 279,5 Suez 26 300,5 18 143,6 18 750,7 17 278,9 Globeleq 6 693,7 1 297,6 5 192,1 -2 261,8 Otros 3 032,3 1 852,4 -7 419,0 -6 933,9

Caudales (m3/s) Mantaro 370,6 135,9 58,9 89,3 Rimac-Santa Eulalia 50,8 29,6 22,3 25,2

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 61


5.4 COSTO MARGINAL Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

El costo marginal mensual durante el año 2010 varió entre 1,66 y 2,45 ctv. US$ / kW.h.

Cuadro Nº 36

Mes CMg Producción (GW.h)

Ctv. US$/kW.h Hidroeléctrica Termoeléctrica Total

Enero 2,32 1 810 855 2 665 Febrero 2,45 1 645 823 2 468 Marzo 2,21 1 853 916 2 768 Abril 1,66 1 786 858 2 643 Mayo 1,82 1 645 1 069 2 714 Junio 2,04 1 409 1 256 2 665 Julio 1,99 1 390 1 313 2 703 Agosto 2,29 1 393 1 329 2 722 Septiembre 2,38 1 356 1 312 2 668 Octubre 2,42 1 445 1 340 2 785 Noviembre 2,31 1 454 1 310 2 764 Diciembre 1,88 1 780 1 081 2 860

Total 2,15 18 965 13 461 32 426

Gráfico Nº 62

Gráfico Nº 63


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 443,8 46,6 2,32Febrero 308,4 49,5 2,45Marzo 359,7 56,3 2,21Abril 242,9 42,2 1,66Mayo 100,9 25,0 1,82Junio 63,9 21,7 2,04Julio 58,9 21,7 1,99Agosto 56,9 22,4 2,29Septiembre 61,0 22,7 2,38Octubre 64,5 22,4 2,42Noviembre 56,8 21,6 2,31Diciembre 146,6 31,7 1,88

Gráfico Nº 64


5.6 COSTOS MARGINALES Y COSTOS DE PRODUCCIÓN

El precio medio regulado ha resultado ser 40,5% más alto que el costo marginal promedio (CMg) para el año 2010, siendo ambos menores que el costo de producción, debido a que tanto el precio regulado como los costos marginales son calculados de acuerdo con el Decreto de Urgencia N° 049‐2008, es decir sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad.

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 3,61 2,15

Gráfico Nº 65


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 32 079,0 22 565,8 28 424,9 5 360,1Endesa 2 384,5 54 679,9 23 161,6 14 402,6Duke Energy 11 683,1 8 138,6 5 531,2 6 340,8SN Power 7 744,6 4 956,2 2 798,1 1 279,5Suez 26 300,5 18 143,6 18 750,7 17 278,9Globeleq 6 693,7 1 297,6 5 192,1 -2 261,8Otros 3 032,3 1 852,4 -7 419,0 -6 933,9CMg (ctv US$/kW.h) 2,33 1,84 2,22 2,20

Gráfico Nº 66


5.8 COSTOS MARGINALES Y MONTO GASTADO EN COMBUSTIBLE

OS 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$), para la producción de energía eléctrica durante el año 2010, así como el costo marginal (en ctv. US$ / kW.h).

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$), para la producción de energía eléctrica durante el año 2010, así como el costo marginal (en ctv. US$ / kW.h).

Cuadro Nº 40 Cuadro Nº 40

Grupo Económico Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV

Estado 70 170,3 53 924,9 67 274,7 82 511,8

Endesa 68 995,9 71 331,2 75 890,2 76 662,8

Duke Energy 20 404,5 20 539,0 21 779,2 16 461,5

SN Power 10 179,3 7 543,5 7 246,1 10 836,9

Suez 75 431,4 75 201,1 64 359,0 71 473,1

Globeleq 20 599,2 25 873,1 37 942,7 36 039,8

Otros 3 489,1 5 085,3 4 839,9 3 716,6 CMg (ctv US$/kW.h) 2,33 1,84 2,22 2,20

Gráfico Nº 67


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 - 2010 Mes Retiros Sin Contrato (GW.h) CMg (Ctv US$/kW.h)

Enero 13,1 2,32 Febrero 11,4 2,45 Marzo 18,5 2,21 Abril 15,7 1,66 Mayo 20,3 1,82 Junio 18,1 2,04 Julio 17,5 1,99 Agosto 7,4 2,29 Septiembre 7,2 2,38 Octubre 8,6 2,42 Noviembre 11,8 2,31 Diciembre 17,0 1,88

Gráfico Nº 68


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 2010.

Gráfico Nº 69

Gráfico Nº 70

Gráfico Nº 71


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 uno de los meses del año 2010.

Gráfico Nº 72

Gráfico Nº 73

Gráfico Nº 74


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 -16 4 822 3 126

Endesa 14 5 996 2 135

Duke Energy -6 1 657 1 221

SN Power 9 694 195

Globeleq -42 2 554 1 002

Suez 45 2 742 2 624

Otros -3 574 1 007

Gráfico Nº 75


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, conjuntamente con las utilidades netas, por grupo económico.

Cuadro Nº 43

Grupo Económico Transferencia

Neta (Millones US$)

Utilidad Neta (Millones US$)

Estado -16 88

Endesa 14 95

Duke Energy -6 32

SN Power 9 17

Globeleq -42 11

Suez 45 80

Otros -3 -9

Gráfico Nº 76


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 2010.

Gráfico Nº 77

Gráfico Nº 78

Gráfico Nº 79

Operración del Seector Eléctrico|70

5.1

En el COESdesvi

EFMAMJuJuASOND

15 COSTO

cuadro y gráfiS‐SINAC para loación respecto

Meses

Enero ebrero

Marzo Abril Mayo unio ulio

Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

OS MARGI

co siguientes sos 12 meses de al valor proyec

Proye

1,2,2,2,1,1,1,1,1,1,1,1,

INALES PRROYECTADDOS Y REAALES

se muestran losel año 2010, asctado.

s valores de cosí como los val

stos marginaleores reales de

s proyectados costo margina

por el al, y la

Cuadroo Nº 44

Costos Margin(ctv U$$/k

ectado

,41 ,40 ,40 ,62 ,66 ,81 ,75 ,80 ,80 ,82 ,84 ,78

Gráfico

nales - 2010kW.h)

Real

2,32 2,45 2,21 1,66 1,82 2,04 1,99 2,29 2,38 2,42 2,31 1,88

DesviacProye

o Nº 80

ción respecto alctado COES- SINAC

% 64% 2% 8% 37% 9% 13% 14% 27% 32% 33% 26% 5%


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 2010.

Cuadro Nº 45

Meses Volumen del Lago Junin - 2010

(millones m3) Desviación respecto al

Proyectado COES- SINAC

% Proyectado Real

Enero 386,14 408,10 6% Febrero 441,17 427,82 3% Marzo 441,17 417,92 5% Abril 437,71 388,72 11% Mayo 385,13 395,14 3% Junio 359,97 382,34 6% Julio 323,11 338,78 5% Agosto 228,97 268,55 17% Septiembre 170,25 203,96 20% Octubre 102,83 154,44 50% Noviembre 72,07 93,79 30% Diciembre 25,04 166,50 565%

Gráfico Nº 81


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 2010.

Gráfico Nº 82

En el siguiente gráfico se muestra la energía indisponible de las centrales más representativas que utilizan como combustible al Gas Natural, para el año 2010

Gráfico Nº 83


5.18 MANTENIMIENTO PROGRAMADO Y EJECUTADO

En los siguientes gráficos se muestran los mantenimientos programados y ejecutados durante el año 2010.

Gráfico Nº 84


Gráfico Nº 85


5.19 VALOR DEL AGUA

El siguiente gráfico muestra la evolución del valor del agua a través del año 2010. Este Valor de Agua fue calculado con el Modelo Junín, en el cual únicamente se optimiza el uso del Lago Junín.

Gráfico Nº 86

Gráfico Nº 87


Documento elaborado por:

OSINERGMIN Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Generación y Transmisión Eléctrica

Edición Gráfica y Diseño:

CENERGIA

Operación del Sector Eléctrico 1 - OSINERGMIN -GART · 2011. 6. 21. · Agro Industrial Paramonga...

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