Informativo Nº 01 - Ministerio de Energía y Minas

Ministerio de Energía y Minas
Dirección General de Electricidad
I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 ENERO 2011
LOGROS DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD AL AÑO 2010
Contenido
Editorial
Indicadores del mercado eléctrico...........................................Pág 2
Despacho de la máxima demanda
por fuente - diciembre 2010
……………………………………Pág. 3
Costo marginal y tarifa en barra del
SEIN
diciembre
2010
………………………………...Pág 4
Comportamiento hidrológico para
generar energía..................... Pág.5
Consumo de gas natural en el
sector eléctrico. .................... Pág.6
Noticias
del
subsector
eléctrico............................... Pág. 7
Logros del subsector electricidad ..................................... Pág.8,9,10
Aspectos relevantes sobre la
generación eléctrica
………….………………… Pág 11,12
Visite la pagina web del MEM
http://www.minem.gob.pe/
.................................................Pág.12
Durante el año 2010 se obtuvieron resultados importantes para el subsector electricidad que
coadyuvó al cumplimiento de metas relevantes para asegurar el abastecimiento de energía, como el
avance de obras que permiten un mayor reforzamiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN), la puesta en operación de líneas de transmisión que fortalecen el sistema, el incremento de
oferta de energía con la incorporación de nuevas instalaciones y, la participación de los recursos
renovables para generar energía que aporta al SEIN, en el marco de los lineamientos de política
establecidos.
Incremento de la oferta de energía
En el año 2010 se incrementó la capacidad instalada de energía eléctrica a nivel nacional en 613,7
MW. Las centrales y unidades de centrales que comenzaron a generar energía son las siguientes: la
Central hidroeléctrica Platanal de 220 MW de la Compañía Eléctrica El Platanal (CELEPSA); la
tercera unidad a gas natural de la Central Térmica de Kallpa de 192,3 MW, de la empresa Kallpa
Generación; la Central Térmica Las Flores de 192,5 MW, de la empresa DUKE ENERGY EGENOR;
la primera etapa de la Central Hidroeléctrica Roncador de 1,9 MW, de la empresa MAJA ENERGÍA;
y la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II de 7 MW de la empresa eléctrica SANTA CRUZ.
Adicionalmente, en el transcurso del 2010 se inició la operación comercial de la CT Pisco-EGASA
(ex CT Mollendo) con dos turbinas a gas natural y la CT Independencia – EGESUR (ex CT
Calana) con la conversión de cuatro grupos electrógenos, totalizando ambas centrales 73,2 MW.
Dichas unidades fueron trasladadas durante el año 2009 desde Arequipa y Tacna para ser reubicadas
en Pisco-Ica.
Para el reforzamiento del sistema de transmisión, en el año 2010 se puso en servicio las siguientes
líneas de transmisión:
‧ La Línea de Transmisión Tocache – Bellavista en 138 kV de 150 km de longitud, que incluye la
ampliación de las subestaciones Tocache, Bellavista y Tarapoto, y compensación reactiva en las
subestaciones Bellavista y Tarapoto, con lo cual se integra al SEIN el Sistema Eléctrico Regional San
Martín.
‧ La Línea de Transmisión Paragsha – Carhuamayo en 220 kV (L-2267 y L-2268) de 43,5 km de
longitud.
‧ La Línea de Transmisión Platanal – Chilca en 220 kV (L-2109) de 106,8 km de longitud.
Así mismo se realizaron trabajos de ampliación y mejoramiento en las siguientes subestaciones a
cargo de Red de Energía del Perú (REP), que entraron en operación comercial durante el 2010:
‧ Subestación Independencia: Cambio de configuración del Sistema de barra en 60 kV de simple barra
a doble barra y dos celdas de línea en 60 kV.
‧ Subestación Tingo Maria: Ampliación de la capacidad de transformación con un nuevo
autotransformador de 50 MVA, 220/138 kV, para garantizar el suministro de energía al sistema de
transmisión de la región San Martín.
DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) autorizó a
Esco Compañía de Servicios de Energía S.A.C.
para desarrollar actividad de generación de
energía eléctrica en las instalaciones de la Central
Térmica La Gringa III, que está ubicada en el
distrito de Lurín, de la provincia de Lima, del
departamento de Lima. Con una potencia
instalada de 2,98 MW; según Resolución
Ministerial Nº 541-2010-MEM/DM.
Continúa en la página Nº 8..//
1
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I N D I C A DOR E S DE L ME R C A D O EL É C T R IC O
I- INCREMENTOS DE VARIABLES OPERATIVAS 2005 - 2010
I.1
Máxima Demanda del SEIN
Figura N° 1
Máxima Demanda diciembre 2005 - diciembre 2010
5,9%
5,9%
2,9%
4 199
4 322
5 000
MW
10,8%
4 500
8,3%
4 000
3 580
3 305
3 500
3 966
4 579
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Dic-05
Dic-06
Dic-07
Dic-08
Dic-09
Dic-10
Fuente: COES - SINAC
I.2
Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional
Figura N° 2
Producción de energía del mercado eléctrico
Diciembre-Enero
2005-2011
19,2%
2000
1,8%
4,8%
14,4%
5,7%
1754
1872
1500
6,3%
0,3%
2,3%
2,8%
5,4%
1977
*
1819
1841 1861
1838
1836
1731
GW.h
1638
1514
64,8%
24,2%
14,0%
1545
11,4%
1000
7,1%
500
588
547
901
468
1028
*
896
1027
643
1130
784
910
355
0
Ene-06
Ene-07
Ene-08
Ene-09
Ene-10
Ene-11
Dic-05
Dic-06
Dic-07
Dic-08
Dic-09
Dic-10
Hidro-Dic
* Valor proyectado
Hidro-Ene
Termo-Dic
Termo-Ene
Fuente DGE/EPE
I.3 Venta de energía a cliente final
Figura N° 3
Venta de energía a cliente final
Diciembre-Enero
2005-2011
1 600
1 400
9.1%
1 200
14,3%
9,1%
10,7%
GW.h
800
831 816
600
1163 1188
1074 1098
985 991
2,9%
-3,0%
7,8%
1 000
8,8%
5,2%
2,4%
896 903
1244
1024 985
1009
1267
1413 1455
*
1316 1334
1022
1061
994
1158
1113 *
400
200
0
* Valor proyectado
Ene-06
Ene-07
Ene-08
Ene-09
Ene-10
Ene-11
Dic-05
Dic-06
Dic-07
Dic-08
Dic-09
Dic-10
Libre-Dic
Libre-Ene
Fuente: DGE/EPE
2
Regulado-Dic
Regulado-Ene
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DESPACHO DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA DE DICIEMBRE 2010
II.1 POR FUENTES DE ENERGÍA
El despacho diario de carga correspondiente al 16 de diciembre del año 2010, a las 19:30 h (día de máxima demanda del SEIN de diciembre
del año 2010 que ascendió a 4 578,9 MW) se muestra en la Figura N° 4. En dicho día 55,1% se generó con hidroeléctricas, 38,5% con gas
natural, 3,2% con carbón mineral y 3,2% con diesel y residual.
Figura N° 4
Despacho de Máxima Demanda por Fuente - diciembre 2010
Día: 16-12-2010 - hora de máxima demanda: 19:30 h
CARBÓN : 3,2%
5 000
DIESEL Y RESIDUAL : 3,2%
4 500
MW
4 000
3 500
GAS
3 000
38,5%
2 500
2 000
1 500
HIDRO
55,1%
1 000
500
00:00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
01:00
0
FUENTE: COES - SINAC
II.2 POR ZONAS
En la Figura N° 5, se muestra la distribución de la energía generada por zona de ubicación según el despacho del día 16 de diciembre del 2010.
Las centrales ubicadas en el Centro del país aportaron al SEIN 74 215 MW.h (76,6%), las centrales del Sur entregaron 12 542 MW.h (12,9%),
las del Norte Medio 7 252 MW.h (7,5%) y las centrales del Norte 2 858 MW.h (3,0%).
Figura N° 5
Despacho por Zona el día de Máxima Demanda
16 de Diciembre de 2010 a las 19:30 h
4 500
Norte: 3,0%
4 000
Norte Medio: 7,5%
Sur: 12,9% 3 500
Máxima Demanda 4 578,9 MW
5 000
MW
3 000
2 500
2 000
Centro: 76,6%
1 500
1 000
500
FUENTE: COES - SINAC
3
00:00
23:00
22:00
21:00
20:00
19:00
18:00
17:00
16:00
15:00
14:00
13:00
12:00
11:00
10:00
09:00
08:00
07:00
06:00
05:00
04:00
03:00
02:00
0
01:00
II.
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III.
EL COSTO MARGINAL Y LA TARIFA EN BARRA DE DICIEMBRE 2010
En el mes de diciembre 2010 el costo marginal promedio mensual del SEIN fue 19% menor que el mes anterior, y llegó a 18,7
dólares por Megavatio-hora (1,87 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra se incrementó 1% respecto al mes
de noviembre 2010 con un valor de 29,6 dólares por Megavatio-hora (2,96 cent$/kW.h). En la Figura N° 6, se observa el
comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores. Asimismo, dicho costo marginal fue 9,1% mayor al registrado en
el mismo periodo del año anterior que fue 17,2 dólares por Megavatio-hora (1,72 cent US$ / kW.h).
Figura N° 6
Evolución mensual del Costo Marginal y Precio de Barra de Energía Activa Mensual SEIN
Costo Equivalente Barra Santa Rosa
Mes
Costo Marginal
(US$/MW.h)
Precio en Barra
(US$/MW.h)
Oct-10
Nov-10
Dic-10
24,23
23,10
18,76
29,82
29,46
29,61
250
CMg Pomedio
Corto Plazo
Mensual
200
US$/M
W
.h
Precio en Barra de Energía A ctiva
150
100
2004
2006
2007
Dic
Oct
Nov
Sep
Jun
Jul
Ago
Abr
M
ay
Dic
Feb
M
ar
Ene
Nov
Jul
2009
Set
Oct
Jun
Ago
M
ar
Abr
M
ay
Feb
Ene
Oct
2008
Nov
Dic
Sep
Jun
Jul
Ago
Abr
M
ar
M
ay
Dic
Ene
Feb
Nov
Jul
Oct
Jun
Ago
Set
M
ar
Abr
M
ay
Feb
Oct
Ene
Nov
Dic
Sep
Jun
Jul
Ago
Abr
M
ar
M
ay
Dic
2005
Ene
Feb
Nov
Jul
Oct
Jun
Ago
Set
M
ay
Dic
M
ar
Abr
Feb
Ene
Oct
Nov
Jul
Sep
Ago
Abr
M
ar
Feb
M
ay
Jun
0
Ene
50
2010
M ESES
F
uente: COES - SINAC - diciembre 2010
IV. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE
La producción de energía en el SEIN durante diciembre 1 2010 alcanzó 2 860, 4 GW.h y fue 7,6% mayor respecto al mes de
diciembre 2009. Asimismo, la energía generada con recurso hídrico fue 0,7% menor respecto al mismo periodo del 2009,
con gas natural aumentó 22,7%, con diesel - residual creció 74,8% y, con carbón resultó 7,8% mayor.
Del total generado en el mes de diciembre se observó que 62,2% corresponde a la producción de energía con fuente hídrica,
mientras en diciembre 2009 fue 67,5%, tal como se muestra en la figura N° 7.
Figura N° 7
100%
3,0
90%
2,5
80%
2,0
70%
1,5
60%
1,0
50%
0,5
40%
0,0
Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10
Hidro
1
Gas Natural.
Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10
Carbón
Fuente: Estadística de COES – Informe de Operación Mensual –diciembre 2010
4
Diesel-Residual
CMG
Cent.US$ / kW.h
% Participación
Participación de energía por fuente vs Costo Marginal
diciembre 2009 - diciembre 2010
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V.
RECURSOS ENERGÉTICOS
V.1. COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO PARA GENERAR ENERGIA ELÉCTRICA
En la Figura N° 8, se observa que los caudales de los ríos: Mantaro, Pativilca Santa, Chancay, Rímac, Santa Eulalia, Tulumayo,
Tarma, Aricota, Vilcanota, San Gabán y Paucartambo han disminuido con relación al mes de diciembre del año 2009.
Figura N°8
Comparación de caudales promedio mensual
Diciembre 2009 vs Diciembre 2010
350
54,3%
300
metro s
cubico s
po r seg.
Dic-09
Dic-10
250
6,2%
35,7%
200
29,2%
150
100
36,4%
11,9%
74,1%
18,4%
50
22,7%
27,2%
19,4%
10,9%
0,0%
bo
ar t
am
ba
n
ta
Ga
Pa
Sa
uc
n
Vi
Ar
lc a
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Ch
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ma
c
ca
y
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an
Sa
Pa
Ma
nta
t iv
ilc
a
ro
0
Fuente: COES-SINAC –diciembre 2010
En la Figura N° 9 se muestra las variaciones de los volúmenes útiles de las lagunas y embalses, en millones de metros cúbicos, que
abastecen a las centrales hidroeléctricas. En el mes de diciembre se registraron incrementos en Aguada Blanca, presa El Fraile,
presa el Pañe, laguna San Gabán, laguna Sibinacocha embalses Mantaro y embalses de Electroandes, embalses Pillones.
Figura N°9
Comparación de volúmenes útiles en lagunas del SEIN
Diciembre 2009 - Diciembre 2010
350
42,9%
300
Dic-09
Dic-10
250
14,4%
25,3%
200
150
59,7%
100
>100%
6,0%
26,1%
25,4%
50
17,7%
>100%
60,2%
3,7%
>100%
20,2%
5
s
r
illo
ne
no
Em
ba
lse
sP
sE
ge
nd
lse
Em
ba
tro
a
le c
sE
ba
lse
na
Em
Fuente: COES-SINAC - diciembre 2010
es
ha
in a
S ib
sM
lse
gu
La
ba
Em
co
c
tar
o
an
ba
an
Ga
lP
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La
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na
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Ju
n
in
0
La
M illones
de
metros
cubicos
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V. 2 CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
Figura N° 10
El consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica
en el mes de diciembre del año 2010 alcanzó los 231,4 millones
de metros cúbicos (8 172,07 millones de pies cúbicos) y fue
23,4% mayor respecto al mismo periodo del año anterior. El
consumo promedio diario ascendió a 263,6 millones de pies
cúbicos.
Producción de energía eléctrica por fuente*
diciembre 2009 - diciembre 2010
-0,7%
2 100
GW.h
1 800
1 500
Por otro lado, la producción de energía eléctrica con gas natural
en el mes de diciembre alcanzó 913,6 GW.h, 22,7% mayor que la
producción del mismo periodo del año 2009.
1 200
En el mes de diciembre, el indicador de Megavatios hora
generados por millón de pies cúbicos alcanzó 111,8.
300
22,7%
900
600
74,8%
0
En la Figura N° 10, se aprecian las variaciones de la producción
con gas natural, hidroenergía, diesel -residual y carbón respecto
al mes de diciembre del año 2009.
7,8%
Gas natural
Hidroenergía
Diesel y residual
Carbón
Dic-09
744,6
1 792,4
40,6
81,7
Dic-10
913,6
1 779,6
70,9
88,0
*Inf ormación COES - diciembre-2010
Las contribuciones del gas natural, hidroenergía, diesel - residual y carbón para la generación de energía en diciembre del año 2010 fueron 31,9%,
62,2%, 2,5%, y 3,1% respectivamente. Además, se tiene una participación de 0,3% de producción de energía con bagazo, según lo registrado por
el COES.
En la Figura N° 11 se muestra la evolución mensual del consumo de gas natural por cada central térmica desde enero 2004 a la fecha; y, en la
Figura N° 12, se aprecia la evolución de la producción mensual de energía eléctrica de las centrales térmicas a gas: C.T. Ventanilla y Santa Rosa
(Edegel), Malacas (EEPSA), Aguaytía (Termoselva), Chilca1 (Enersur), Kallpa (Kallpa Generación), Oquendo (SDF Energía) , Las Flores (Duke
Energy S.A.), y desde setiembre 2010, la CT Pisco (Egasa) y la CT Independencia (Egesur).
Figura N° 11
Consumo mensual de Gas Natural para producción de Energía Eléctrica
C.T. Oquendo (Cam isea)
350 000
C.T. Santa Rosa (Camisea)
300 000
10 3 metros cúbicos
C.T. Chilca1 (Cam isea)
C.T. Kallpa (Cam isea)
250 000
200 000
150 000
C.T. Malacas
100 000
C.T. Ventanilla
50 000
C.T. Aguaytía
C.T. Aguaytia
C.T. Malacas
C.T. Sta Rosa
C.T. Kallpa
CT Oquendo
Nov-10
Jul-10
Sep-10
Mar-10
Ene-10
May-10
Nov-09
Jul-09
Sep-09
Mar-09
May-09
Ene-09
Jul-08
Nov-08
Sep-08
Mar-08
C.T. Chilca1
May-08
Ene-08
Nov-07
Jul-07
Sep-07
Mar-07
Ene-07
C.T.Ventanilla
May-07
Nov-06
Jul-06
Sep-06
Mar-06
May-06
Ene-06
Jul-05
Nov-05
Sep-05
Mar-05
May-05
Ene-05
Nov-04
Jul-04
Sep-04
Mar-04
Ene-04
May-04
-
CT.Las Flores
Fuente: MEM/DGE/DPE
Figura N° 12
Producción mensual de Energía Eléctrica con Gas Natural
C.T. Oquendo (Cam isea)
C.T. Kallpa (Cam isea)
1 200 000
C.T. Chilca1 (Cam isea)
1 000 000
C.T. Santa Rosa (Cam isea)
600 000
C.T. Malacas
400 000
C.T. Ventanilla
200 000
C.T. Aguaytía
C.T. Malacas
C.T.Ventanilla
Fuente: COES – SINAC
6
C.T. Sta Rosa
C.T. Chilca1
C.T. Kallpa
C.T. Oquendo
CT.Las Flores
Nov-10
Jul-10
Sep-10
May-10
Mar-10
Ene-10
Nov-09
Jul-09
Sep-09
May-09
Mar-09
Ene-09
Jul-08
Nov-08
Sep-08
May-08
Mar-08
Ene-08
Nov-07
Jul-07
Sep-07
Mar-07
May-07
Ene-07
Nov-06
Sep-06
Jul-06
May-06
Mar-06
Ene-06
Nov-05
Jul-05
C.T. Aguaytia
Sep-05
May-05
Mar-05
Ene-05
Nov-04
Jul-04
Sep-04
Mar-04
Ene-04
May-04
MW.h
800 000
Ministerio de Energía y Minas
Dirección General de Electricidad
I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 ENERO 2011
usuarios. "Efectivamente quienes se sientan vulnerados o de alguna
forma afectados por esto pueden recurrir a la Superintendencia de
Electricidad de Combustibles a manifestar sus reparos", afirmó. (El
Mercurio, 5/2/2011)
VI. N O T IC IA S D E L SEC T OR E N E R G Í A
ARGENTINA
Establecerán montos fijos para resarcir a los usuarios de Edesur
PARAGUAY
El ministro de Planificación, Julio De Vido, adelantó que el Ente
Nacional Regulador de la Energía (ENRE) establecerá montos fijos
para resarcir a los usuarios que sufrieron cortes prolongados en
diciembre. "Estamos sacando una resolución para retribuir a quienes
tuvieron cortes de 0 a 12 horas, entre 12 y 24, y de más de 24, por
un monto fijo determinado" aseguró el funcionario. Aunque aclaró
que esto "no impide reclamar por daños mayores". De Vido señaló
que, una reunión en enero, les señaló a varios directivos de Endesa
(principal accionista de Edesur) y Enel (propietaria de Endesa) "la
gravedad de los incumplimientos de la distribuidora durante el pico
de calor de diciembre". Según dijo, los incumplimientos ocurrieron
"por una suerte de abandono por las vacaciones, ya que muchos
directivos son europeos y viajaron a Europa para Navidad y Año
Nuevo". Y agregó que les advirtió a los directivos que "no hacer las
inversiones comprometidas podría poner en riesgo el contrato",
luego de lo cual "parecería que hay voluntad de ordenarse e
invertir". (Clarín, 3/2/2011)
Brasil ahora promete media sanción a notas reversales para fin de
febrero
El gobierno de Fernando Lugo asegura que antes de la visita oficial
que realizará la presidenta brasileña Dilma Roussef al Paraguay,
prevista para el 26 de marzo próximo, el Congreso del vecino país
ya tendría aprobadas las notas reversales firmadas por los presidente
Lugo y Lula da Silva en junio del 2009. Así lo aseguró ayer el
ministro de Relaciones Exteriores, Héctor Lacognata. “La
aprobación de las notas reversales es la prioridad. Tenemos la
promesa de que a finales de febrero, a principios del mes de marzo,
se trataría en el Congreso brasileño y se traería acá la media
sanción＂, sostuvo el canciller durante una conferencia de prensa
realizada en Mburuvicha Róga, al concluir la reunión del consejo de
ministros con el presidente Lugo. Lacognata sostuvo que el
Gobierno nacional está haciendo “un lobby importante＂ con sus
pares del vecino país para lograr que finalmente sea aprobado el
documento, que entre otras cosas significará el aumento de 120
millones a 360 millones de dólares la compensación por nuestra
energía cedida en la Binacional Itaipú. “Probablemente en la
primera quincena de febrero el Congreso brasileño esté abocado en
la renovación de la mesa directiva de ambas Cámaras y a partir de
allí empezarían a desarrollar los temas que tienen pendientes, entre
los cuales se encuentra el estudio de la aprobación de las notas
reversales＂, reiteró Lacognata. (ABC, 2/2/2011).
CHILE
Restablecen servicio de energía tras apagón que afectó a nueve
regiones del país
Luego que nueve regiones del país, entre Antofagasta y La
Araucanía, sufrieran cortes de energía eléctrica durante la
madrugada del 3/2/11, el suministro fue restablecido en su totalidad.
De acuerdo a la Oficina Nacional de Emergencia (Onemi), la
suspensión del servicio se inició a las 01.10 horas, por una explosión
de pararrayo al interior de la Subestación Polpaico, ubicada en la
comuna de Til Til, Región Metropolitana. El jefe del Centro de
Alerta Temprana de la Onemi, Miguel Ortíz, señaló que "la
información preliminar habla de una falla técnica que obedece a una
explosión del transformador en parte de la Subestación Polpaico". El
funcionario agregó que "la superintendencia realizará la evaluación
y seguiremos trabajando por el estado para reducir este tipo de
eventos que afectan la calidad de vida". A su vez, el organismo
informó que no se registraron personas lesionadas ni situaciones de
emergencia derivadas por este corte. Esta nueva falla en el Sistema
Interconectado Central (SIC), constituye la cuarta después del
terremoto del pasado 27 de febrero, ya que durante el 2010 se
registraron tres cortes generalizados del servicio eléctrico. El
secretario de Estado visitó esta mañana las oficinas del CDEC y
expresó la preocupación del Gobierno por el amplio apagón que
ocurrió en la madruga del 5/2/11 en la zona centro-sur del país. A
juicio del ministro de Energía y Minería, Laurence Golborne
Golborne, este corte "no es aceptable", por lo que "hemos solicitado
al superintendente de Electricidad y Combustible (SEC), Jack
Nahmías, que una vez evacuado el informe del CDEC respecto a la
falla específica proceda a la investigación con miras a determinar las
sanciones que pudieran ocurrir". Tras la investigación, explicó el
biministro, se va a determinar si caben compensaciones a los
PERÚ
Cinco regiones deben poner mayor énfasis en prácticas de ahorro de
energía
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que cinco
regiones del Perú deben participar con mayor énfasis en la práctica
de ahorro de energía, usando productos con etiquetado de eficiencia
energética. Indicó que a través de la Dirección General de Eficiencia
Energética (DGEE) se está impulsando en la población la conciencia
de ahorro de energía a nivel nacional y pese a que hay un avance
considerable, todavía existen zonas del Perú donde se registra un
excesivo consumo de energía eléctrica. Según estadísticas de la
Dirección General de Electricidad (DGE), la venta de energía
eléctrica por actividades consideradas en la Clasificación Industrial
Internacional Uniforme (CIIU) durante el 2009, fue de la siguiente
manera: Lima (43 por ciento), Arequipa (ocho por ciento),
Moquegua (seis por ciento), Ica (seis por ciento) y Callao (cinco por
ciento). “Es por ello que el MEM considera necesario hacer un
llamado a los usuarios de estas regiones a que participen con mayor
énfasis de las prácticas de ahorro de energía, consumiendo
productos con etiquetado de eficiencia energética＂, dijo el MEM.
(El Peruano, 31/1/2011).
7
Ministerio de Energía y Minas
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VII.
L O G R O S DE L S UB SE C T O R E L E C T R I C ID A D AL 2 0 1 0
//..Continuación de página 1.
‧ Subestación Quencoro: Ampliación de la capacidad de transformación con un transformador de 25/7,5/17,5 MVA, 138/34,5/10,5 kV y celdas
asociadas, y cambio de configuración del sistema de barra en 60 kV de simple barra a doble barra.
Subestación Azángaro: Ampliación de la capacidad de transformación con un transformador de 47,5/47,5/12,5 MVA, 138/60/22,9 kV y celdas
asociadas.
‧ Subestación Trujillo Norte: Ampliación de la capacidad de transformación con un transformador de 45/12,5/45 MVA, 138/22,9/10 kV y celdas
en 138 kV y 10 kV asociadas, cambio de configuración del sistema de barra en 138 kV del tipo Anillo al tipo interruptor y medio, e instalación
de un banco de capacitores de 15 MVAR en 10 kV.
‧ Subestación Piura Oeste: Ampliación de la capacidad de transformación con un transformador de 100/100/30 MVA, 220/60/10 kV celdas
asociadas, y cambio de configuración del sistema de barra en 220 kV y 60 kV de Simple barra a doble barra.
‧ Subestación Tingo María, Aucayacu y Tocache: Instalación de equipamiento necesarios para la conexión de la LT 138 kV Tocache –
Bellavista.
La producción de energía aumentó en el 2010
La energía generada a nivel nacional en el año 2010 alcanzó 35 736 GW.h, 8,6% mayor respecto al mismo periodo del año 2009.
La generación de las unidades asociadas al COES-SEIN (Comité de Operación Económica del Sistema - Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional) en el año 2010 fue de 32 426,8 GW.h; adicionalmente, 3 309,2 GW.h fueron generados por centrales no asociadas al COES, sistemas
aislados y generadores para uso propio.
Las centrales eléctricas que despachan en el SEIN, incluidas las empresas que no integran el COES, generaron 32 864,5 GW.h en el 2010, los
cuales representan el 92,6% del total nacional. Del mismo modo, la producción del SEIN fue 8,5% mayor que la energía generada en el año
2009.
Cobertura de la demanda de energía
La demanda máxima anual del SEIN, registrada en diciembre de 2010, ascendió a 4 579 MW, lo que representa un incremento de 6% respecto a
la demanda registrada en el mismo periodo del año anterior.
En este mismo año, el número de usuarios de las distribuidoras y las generadoras ascendió a 5,2 millones, con un incremento del 6% con
relación al año 2009. Asimismo, la venta de energía fue 29 498,5 GW.h, que representó un incremento de 8,9% con relación al año 2009; del
total vendido 55,6% fue distribuido al mercado regulado y 44,4% al mercado libre; además, las generadoras atendieron el 38,4% de la venta total
y el 61,6%, lo hicieron las distribuidoras.
Inversiones en el subsector eléctrico
Al año 2010, las inversiones en el sector eléctrico ascienden alrededor de los 1400 millones de dólares, de los cuales el 36,6 % corresponde a la
generación, 27 % a la transmisión, 20,3 % a la distribución y 16,1 % para la electrificación rural.
Derechos eléctricos otorgados
Se otorgaron un total de noventa y cinco (95) concesiones definitivas; de las cuales dieciocho (18) corresponden a la actividad de generación,
Asimismo, se aprobó la modificación de cincuenta y nueve (59) contratos de concesión.
Además, se concedieron un total de ciento cincuenta y tres (153) concesiones temporales para desarrollar estudios; de las cuales sesenta y ocho
(68) son para futuras centrales hidroeléctricas, setenta y dos (72) para centrales eólicas.
También se aprobaron un total de treinta y cuatro (34) autorizaciones para desarrollar las actividades de generación, de las cuales nueve (09)
corresponden a centrales hidroeléctricas y veinticinco (25) a centrales térmicas, destacándose las siguientes centrales térmicas de ciclo
combinado: Chilca 1 (847 MW), Chilca (596 MW) y
Kallpa (854,99 MW); y, las de ciclo simple: Independencia (74,80 MW),
Independencia-Egesur (25,6 MW), Trujillo (69,30 MW), Santa Rosa II (190,0 MW), Santo Domingo de los Olleros (196 MW) El Guayabal
(20,17 MW), Pampa Melchorita (27,36), Pampa Melchorita II (77,40), Oquendo (39,94 MW), Huayurí (42 MW) y Las Flores (183,6 MW).
Igualmente, se aprobaron cuarenta y un (41) modificaciones de autorizaciones, dentro de las cuales destaca el aumento de potencia instalada de la
CT Ventanilla, de 340 MW a 525 MW de ciclo combinado.
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VII.
LOGROS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO AL AÑO 2010
//..Continuación de página 8.
Se otorgaron un total de cincuenta y cinco (55) derechos de concesión para la actividad de transmisión y veintidós (22) a la actividad de
distribución. Además, se otorgaron un total de ciento cincuenta y tres (153) concesiones temporales para desarrollar estudios; de las cuales trece
(13) están relacionadas con la actividad de transmisión.
Con relación a la servidumbres, se establecieron trescientos cuarenta y siete (347) servidumbres de ocupación, acueductos y de electroductos
sobre propiedades de terceros y del Estado para subestaciones de distribución de Servicio Público de Electricidad, líneas de transmisión y
centrales hidroeléctricas.
Mejoras del marco normativo
A diciembre de 2010, se aprobaron 02 Decretos de urgencia, 03 Decretos Supremos, 05 Resoluciones Ministeriales y dos Resoluciones
Directorales:
• Decreto de Urgencia N° 079-2010, publicado el 2010-12-16, mediante se extiende la vigencia hasta el 2013-12-31 del D.U. N° 049-2008 a fin
de garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente del Servicio Público de Electricidad.
• Decreto de Urgencia N° 032-2010, publicado el 2010-04-29, mediante el cual, entre otros aspectos, se faculta al MEM a conducir o encargar a
ProInversión la conducción de licitaciones de suministro de electricidad para tecnologías específicas con un plazo de anticipación menor a los
03 años previstos en la Ley N° 28832
• Resolución Ministerial N° 564-2010-MEM/DM, publicada el 2011-01-03, mediante el cual se establecen los lineamientos para licitaciones de
suministro de electricidad de largo plazo en el marco del D.U. N° 032-2010.
• Resolución Ministerial N° 523-2010-MEM/DM, publicada el 2010-12-06, mediante el cual se fijan factores de adecuación que serán
multiplicados a los parámetros de aplicación del FOSE de los Sistemas Aislados, sectores urbano - Rural y Rural, aplicables a los usuarios de
sistemas eléctricos rurales aislados atendidos exclusivamente con sistemas fotovoltaicos.
• Resolución Directoral Nº 057-2010-EM/DGE, publicada el 2010-10-06, mediante la cual se modifica el numeral 4.4.1 del numeral 4.4 sobre
la Calidad Objetivo de las Transferencias ICCP, de la Norma Técnica para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(NTIITR), en cuanto a la etapa de adecuación durante la cual no se aplicará ningún índice de disponibilidad mínimo que será de treinta y
cuatro (34) meses.
• Resolución Directoral Nº 055-2010 EM/DGE, publicada el 2010-09-29, mediante la cual se aprueban las actualizaciones de las
especificaciones técnicas ETS-LP-20/2010 “Materiales para puesta a tierra – Líneas Primarias＂ y ETS-RS-10/2010 “Materiales para
puesta a tierra – Redes Secundarias＂.
• Decreto Supremo Nº 057-2010-EM, publicado el 2010-09-11, mediante el cual se precisa la aplicación de los indicadores de calidad de la
NTCSE y reglamenta las funciones del COES referidas a la identificación de responsables de fallas en el SEIN, en el marco de la Ley N°
28832.
• Resolución Ministerial Nº 318-2010-MEM/DM, publicada el 2010-08-04, mediante la cual se aprueba la actualización del Reglamento de
Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas - RESESATAE.
• Resolución Ministerial Nº 162-2010-MEM/DM, publicada el 2010-04-09, mediante la cual se incluye generación hidroeléctrica en la Segunda
Convocatoria de la Subasta de Energías Renovables.
• Resolución Ministerial Nº 102-2010-EM/DM, publicada el 2010-03-05, mediante la cual se precisan y modifican disposiciones de la Norma
DGE “Contraste del sistema de medición de energía eléctrica＂.
• Decreto Supremo Nº 010-2010-EM, publicado el 2010-02-11, mediante el cual se emiten normas complementarias al Decreto de Urgencia Nº
116-2009, referido al suministro de electricidad establecido en el inciso a) del artículo 34º de la ley de Concesiones Eléctricas.
• Decreto Supremo Nº 001-2010-EM, publicado el 2010-01-05, mediante el cual establecen diversas medidas respecto de la remuneración de la
potencia y energía.
Hechos relevantes ocurridos en el año 2010
a)
Negociaciones energéticas e Interconexiones Internacionales
El Ministerio inició el dialogo sobre intercambio energético Perú – Ecuador para lo cual se creó una Comisión de Intercambio Energético Perú
– Ecuador, encargada de definir las condiciones para la realización del intercambio de electricidad entre ambos países, así como la negociación
de las mismas con los representantes del gobierno de Ecuador.
Se realizó el Encuentro Presidencial y la IV Reunión del Gabinete de Ministros Binacional Ecuador-Perú, que tuvo por objeto profundizar las
relaciones bilaterales e impulsar proyectos de desarrollo en la zona fronteriza, el viceministro de Energía Daniel Cámac, en calidad de presidente
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VII.
LOGROS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO AL AÑO 2010
//..Continuación de página 9.
de la Comisión de Intercambio Energético Perú – Ecuador, dio inicio a la primera reunión de trabajo de este proceso que busca la integración
energética de ambos países.
b)
Promoción de proyectos hidroenergéticos eficientes
De acuerdo con los lineamientos de política, entre los cuales se precisa “dar prioridad a la construcción de centrales hidroeléctricas
eficientes＂, la Dirección General de Electricidad ha considerado prioritario promover el proyecto de implementación de estaciones hidrológicas,
con fines hidroenergéticos.
El objetivo de dicho proyecto es implementar y reconstruir un sistema hidrométrico automático con equipos móviles de medición para obtener
información de los caudales y precipitaciones en los ríos Marañón y Huallaga, con el fin de monitorear lugares donde se puedan desarrollar
proyectos hidroenergéticos.
A la fecha, se inició el proceso de selección (fase de consultas) y se realizó una visita técnica con los postores interesados a diferentes zonas de
los ríos Marañón y Huallaga, donde se instalaran las estaciones. El desarrollo del proyecto se realizará en un periodo máximo de 300 días
calendario.
c) Subasta de energías renovables
El MEM en el marco del Decreto Legislativo N° 1002 que promueve la inversión en generación de electricidad en base a recursos Energéticos
Renovables (RER)), impulsó la realización de la 1ra Subasta RER, cuya adjudicación y Buena Pro en la 1ra y 2da convocatoria fue en febrero y
julio de 2010, respectivamente. Las cantidades de potencia y energía adjudicada fue:
Tipo de
Centrales
Eólica
Solar
Biomasa
Pequeñas
Hidroeléctricas
Total
Potencia
(MW)
142
80
27
Energía
(GWh/año)
571
173
143
180
1 084
429
1 971
El plazo contractual para el suministro de energía es de 20 años, y el plazo máximo para que entren en operación comercial es el 2012-12-31.
d) Campaña de sustitución de focos ahorradores
Continuando con la supervisión del Convenio de Cooperación Interinstitucional MINEM – FONAFE, para el fomento del uso eficiente de la
energía, se reemplazaron 1 586 000 lámparas incandescentes por ahorradoras de un total de 1 590 000. Se estima, de manera conservadora, que
la reducción de la demanda es de 53 MW.
La culminación del proyecto está a cargo de la Dirección General de Eficiencia Energética, creada en mayo del año 2010.
e) Licitaciones para reserva fría de potencia
El MEM encargó a Proinversión la conducción de una licitación para Reserva Fría de Generación en base a centrales termoeléctricas que puedan
operar en forma dual (diesel o gas natural).
La convocatoria se efectúo el 2010-01-28 y la adjudicación y Buena Pro fue el 2010-11-25, siendo los adjudicatarios: Enersur con 400 MW para
la Barra Ilo, y Eepsa con 200 MW para la Barra Talara. Las Plantas deben entrar en operación comercial en los próximos 24 meses y por un
periodo contractual de 20 años.
10
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VIII.
ASPECTOS RELEVANTES SOBRE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
1. Incremento de la potencia instalada de generación
Durante el periodo 1995–2010 la potencia instalada a nivel nacional se incrementó en 4 138,5 MW a una tasa media anual de 4,5%. Con cifras
preliminares al año 2010, el mencionado indicador alcanzó los 8 600,2 MW con una participación de la potencia de origen térmico del 59,2%.
En el año 2010, con la puesta en operación de importantes centrales eléctricas y unidades de centrales; la capacidad de generación aumentó 613,7
MW respecto al año anterior. Ver figura Nº 13.
Figura Nº 13
MW
EVOLUCIÓN DE POTENCIA INSTALADA 1995 ‐ 2010
10 000
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Total
Hidro
Termo
2. Balance oferta – demanda de energía del COES SEIN
En el periodo enero-2009 y diciembre 2010, se han incorporado nuevas instalaciones de centrales eléctricas que aumentaron la oferta del SEIN
en 1446,9 MW, de los cuales el 19,3% es hidroeléctrico y el 80,7% es térmico. Esta situación, hizo posible un incremento importante del margen
de reserva (MR), de 24,1% en enero 2009 hasta 42,5% presentado en diciembre de 2010. Ver figura Nº 14 y 15
Figura Nº 14
Balance Oferta - Demanda enero 2009- diciembre 2010 del SEIN
7 000
60%
42,5%
6 000
50%
24,1%
5 000
40%
MW
4 000
30% %
3 000
20%
2 000
10%
1000
0
0%
Ene-09 Feb-09 M ar-09 A br-09 M ay-09 Jun-09 Jul-09 Ago -09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 M ar-10 Abr-10 M ay-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10
Demanda (MW)
Oferta (MW)
MR (%)
Figura Nº 15
Oferta del SEIN 2009-2010
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Ene-09 Feb-09 M ar-09 A br-09 M ay-09 Jun-09
Jul-09 A go -09 Sep-09 Oct-09 No v-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 M ar-10 A br-10 M ay-10 Jun-10
Hidraulica
Fuente COES-SEIN -OSINERGMIN
Elaboración: MEM/DGE
11
Térmica
Jul-10 A go -10 Sep-10 Oct-10 No v-10
Dic-10
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VIII.
3.
ASPECTOS RELEVANTES SOBRE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
Generación de energía por recurso energético
Al año 2010, el COES registró una producción total de energía de 32 426,8 GW.h , como se puede observar en la figura Nº 16, la generación por
fuente de energía como la térmica con gas natural que tuvo un incremento de 23% con relación al año 2009.
Además, en las figuras Nº 17 y 18 se muestra la participación de la generación con gas natural entre el año 2004, que inicia la era Camisea en el
mercado eléctrico, y el año 2010, periodo en la cual se produce la sustitución de energéticos. En los periodos mencionados, la participación de la
hidroenergía se reduce de 76,2% a 56,5%; el diesel y residual de 9,1% a 2,9%; mientras la participación de la generación con gas natural aumentó de
10,2% a 35,3%.
Las centrales eléctricas a gas natural, al año 2010, utilizaron 2 3 051, 3 millones de metros cúbicos (107 760,2 millones de pies cúbicos) para la
generación de 11 447 GW.h . Este indicador representa un consumo promedio de 295,2 millones de pies cúbicos por día.
También en el 2010, se continua impulsando la utilización de las energías renovables para generar electricidad y a la fecha la central térmica AIPSA
generó 77,4 GW.h, con 212,9 miles de toneladas de bagazo. Asimismo, la central térmica Ilo II (Enersur) utilizó 393,2 miles de toneladas para
producir 1 066,9 GW.h , en el 2010.
Figura Nº 16
1,1%
20 000
(GW.h)
18 000
16 000
23%
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
12%
15%
2 000
0
Fuente COES-SEIN
Elaboración: MEM/DGE
Gas natural
Hidroenergía
Diesel y residual
2009
9 278
18 752
848
Carbón
929
2010
11 447
18 965
949
1 067
Figura Nº 17
Figura Nº 18
Generación de energía por fuente al 2004
Mercado Eléctrico
Hidroenergía
76,2%
Generación de energía por fuente al 2010
Mercado Eléctrico
Diesel y residual
2,9%
Diesel y
residual
9,1%
Carbón
4,5%
Carbón
3,3%
Hidroenergía
58,5%
Gas natural
10,2%
TOTAL COES 2010 : 32 426,8 GW.h
TOTAL COES 2004 : 21 903,1 GW.h
Página Web del MEM/DGE
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2
Estadística Eléctrica mensual 2010
Evolución de Indicadores del subsector Electricidad Período 1995 – 2009
Informativos Mensuales DGE – Año 2004 – Año 2009
Estadística Eléctrica por Regiones 2009
Estadística de Generación – Transmisión 2008 – 2009
Plegables de Generación , Transmisión y Distribución 2008 - 2009
Plan Referencial de Electricidad 2008 - 2017
Coordinación: Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica – Dirección General de Electricidad
Lima, febrero - 2011
http://www.minem.gob.pe/
Cifras preliminares-MEM/DGE
12
Gas Natural
35,3%