Informativo Nº 02 - Ministerio de Energía y Minas
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Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 SE CONSTRUIRÁ UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE 400 MW EN ILO Contenido Editorial Indicadores del mercado eléctrico...........................................Pág 2 Despacho de la máxima demanda por fuente y Costo marginal – Enero 2011 .……………………Pág. 3 Aspectos relevantes de la generación eléctrica - Enero 2011 ………………………………...Pág 4 Producción de energía eléctrica por departamento....................... Pág.5 Comportamiento hidrológico para generar energía .................... Pág.6 Consumo de gas natural, carbón y bagazo en el sector eléctrico........... ……………………………..…..Pág.7, 8 Noticias del subsector eléctrico ............................................. Pág.9 Misceláneas en energía ………….………………….…. Pág 10 El 20 de enero del 2011, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la empresa del grupo belga francés GDF Suez, suscribieron el contrato de concesión de Reserva Fría de Generación 1 . La nueva central termoeléctrica Planta Ilo (Moquegua) demandará una inversión de 220 millones de dólares y tendrá una capacidad de 400 megavatios (MW). El Ministro de Energía y Minas resaltó la trascendencia de este proyecto para el servicio eléctrico nacional porque permitirá garantizar al sistema el abastecimiento de electricidad para las distintas zonas del país. Además remarcó que el proceso de selección fue bastante difícil y competitivo y de mucha importancia. Con relación a la firma del contrato, el Ministro indicó que es un reconocimiento al país en dos aspectos:“Primero, porque el sistema peruano es capaz de atraer inversiones de riesgo con su solo marco regulatorio. Y, segundo, porque vamos consolidando la participación de empresas como Enersur que en procesos competitivos son capaces de obtener estos contratos de largo plazo y que van a permitir el crecimiento de la empresa en el sector energético＂. El objetivo de este proceso de promoción fue entregar en concesión al sector privado el suministro al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), de potencia eléctrica bajo la condición de Reserva Fría, destinado al Servicio Público de Electricidad. Los inversionistas respaldarán su compromiso de suministro mediante la instalación de una central de generación termoeléctrica dual nueva por ubicar en en Ilo Moquegua. La reserva fría de generación dará seguridad al abastecimiento continuo de energía eléctrica en el SEIN en casos de emergencia. El contrato de concesión, suscrito entre el Ministerio de Energía y Minas y la empresa Enersur posee un plazo de 20 años más el plazo de construcción. Visite la pagina web del MEM http://www.minem.gob.pe/ DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD .................................................Pág.10 Firma del contrato El Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la empresa del grupo belga francés GDF Suez, suscribieron un contrato de concesión de Reserva Fría de Generación 1 Se trata de una central que está en permanente alerta para operar en cualquier momento, como reemplazo de otras plantas que no estén operativas 1 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 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 2006 - 2011 I.1 Máxima Demanda del SEIN Figura N° 1 Máxima Demanda enero 2006 - enero 2011 6,9% 5 000 MW 11,0% 4 500 9,5% 4 000 4,9% 2,7% 4 290 4 091 3 983 4 586 3 589 3 279 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Fuente: COES - SINAC I.2 Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional Figura N° 2 Producción de energía del mercado eléctrico Enero-Febrero 2006-2011 2000 1,8% 4,8% 1,8% 1,9% 5,9% 2,3% 3,5% 2,8% 4,9% 1,0% 1971 1676 1500 1872 1838 1977 * 1861 1819 1686 1747 1754 1703 GW.h 1644 15,5% 14,3% 1000 22,0% 37,5% 31,8% 500 488 355 1028 * 860 696 468 896 717 1035 643 784 Feb-06 Feb-07 Feb-08 Feb-09 Feb-10 Feb-11 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 286 0 Hidro-Ene * Valor proyectado Hidro-Feb Termo-Ene Termo-Feb Fuente DGE/EPE I.3 Venta de energía a cliente final Figura N° 3 Venta de energía a cliente final Enero-febrero 2006-2011 1 600 1 400 6,0% 16,6% GW.h 1 000 2,4% 9,1% 10,7% 816 770 1188 1212 1098 1091 991 981 800 600 9,1% 5,2% 8,9% 9.4% 4,9% 1 200 903 985 978 839 1061 1009 930 1455 1334 1319 1267 1243 986 1158 1158 * 400 200 0 Feb-06 Feb-07 Feb-08 Feb-09 Feb-10 Feb-11 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 * Valor proyectado Libre-Ene Fuente: DGE/EPE 2 Libre-Feb Regulado-Ene Regulado-Feb 1455 * Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 II. DESPACHO DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR FUENTE - ENERO 20 11 El despacho diario de carga correspondiente al 26 de enero del año 2011, a las 20:45 h (día de máxima demanda del SEIN de enero del año 2011 que ascendió a 4 586,4 MW) se muestra en la Figura N° 4. En dicho día 61,8% se generó con hidroeléctricas, 34,0% con gas natural, 2,4% con carbón mineral, 1,5% con diesel y residual y 0,3% con bagazo Figura N° 4 Despacho de Máxima Demanda por Fuente - enero 2011 Día: 26-01-2011 - hora de máxima demanda: 20:45 h CARBÓN : 2,4% 5 000 DIESEL Y RESIDUAL : 1,5% 4 500 MW 4 000 3 500 GAS 3 000 34,0% 2 500 2 000 1 500 HIDRO 61,8% 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 III. COSTO MARGINAL Y LA TARIFA EN BARRA DE ENERO 2011 En el mes de enero 2011 el costo marginal promedio mensual del SEIN fue 6% menor que el mes anterior, y llegó a 17,5 dólares por Megavatio-hora (1,75 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra aumentó 1% respecto al mes de diciembre 2010 con un valor de 30,0 dólares por Megavatio-hora (3,00 cent$/kW.h). En la Figura N° 6, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores. Asimismo, dicho costo marginal fue 9,1% menor al registrado en el mismo periodo del año anterior que fue 23,2 dólares por Megavatio-hora (2,32 cent US$ / kW.h). Figura N° 5 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) Nov-10 Dic-10 Ene-11 23,10 18,76 17,57 29,46 29,61 30,04 250 CMg Pomedio Corto Plazo Mensual 200 100 2004 2006 M ESES Fuente: COES - SINAC - enero 2011 3 2009 2010 Dic Ene Oct Nov Sep Jun Jul Ago Abr M ay Mar Dic Ene Feb Oct Nov Set Jul Ago Jun Abr M ay Dic Mar Ene Feb Oct Nov Jun 2008 Sep Jul Ago Mar Abr M ay Dic Ene Feb Set 2007 Oct Nov Jul Ago Jun M ay Mar Abr Feb Dic Ene Nov Sep Oct Jun Jul Ago Mar Abr Feb 2005 M ay Dic Ene Nov Set Oct Ago Jun Jul M ay Mar Abr Feb Dic Ene Nov Sep Oct Jun Jul Ago Mar Abr Feb 0 M ay 50 Ene US$/MW .h Precio en Barra de Energía Activa 150 2011 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 IV. ASPECTOS RELEVANTES SOBRE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA IV.1 Balance oferta demanda En el periodo enero-2010 y enero 2011, se han incorporado nuevas instalaciones de centrales eléctricas que aumentaron la oferta del SEIN 2 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 38,0% en enero 2010 hasta 42,2% presentado en enero de 2011. Ver figura Nº 6 Figura Nº 6 6 000 5 000 42,2% Balance Oferta - Demanda enero 2010- enero 2011 del SEIN 38,0% 7 000 60% 6 523 5 922 50% 4 290 4 586 40% MW 4 000 30% % 3 000 20% 2 000 10% 1000 0 0% Ene-10 Feb-10 M ar-10 Abr-10 M ay-10 Jun-10 Jul-10 Demanda (MW) IV.2 A go -10 Sep-10 Oferta (MW) Oct-10 No v-10 Dic-10 Ene-11 MR (%) Producción de energía por fuente La producción de energía en el SEIN durante enero 3 2011 alcanzó 2 908,0 GW.h y fue 9,0% mayor respecto al mes de enero 2010. Asimismo, la energía generada con recurso hídrico fue 6,1% mayor respecto al mismo periodo del 2010, con gas natural aumentó 21,5%, con diesel - residual creció 107,5% , con carbón resultó 13,2% menor, y 70,1% con bagazo. Del total generado en el mes de enero se observó que 66,0% corresponde a la producción de energía con fuente hídrica, mientras en enero 2010 fue 67,9%, tal como se muestra en la figura N° 7. Figura N° 7 Evolución de producción por fuente Enero 2010 - Enero 2011 Ene-11 Dic-10 Oct-10 2764,28 1159 1445 2785,19 2666,46 1140 1356 Ago-10 1393 Jul-10 1390 1127 2702,84 Jun-10 1409 1086 2664,57 May-10 2721,53 1141 710 1786 Mar-10 500 Hidro 2467,98 1 000 2665,19 709 1810 0 2768,43 672 1645 Ene-10 2643,44 757 1853 Feb-10 2713,54 912 1645 Abr-10 3 2860,46 1121 1454 Sep-10 2 914 1780 Nov-10 2908,03 861 1920 1 500 Gas Natural. Carbón Sumatoria de la potencia efectiva de las centrales incorporadas al SEIN en el periodo indicado. Fuente: Estadística de COES – Informe de Operación Mensual –2010 - 2011 4 2 000 D2/R6 2 500 Bagazo 3 000 3 500 (GW .h) Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 IV.3 Producción de energía eléctrica por Departamento Figura N° 8 Producción mensual de energía eléctrica por departamento 2010 - 2011 (I) 1 200 1 000 800 GW.h En la Figura Nº8 se presenta la evolución mensual de la producción de energía de enero 2010 a enero 2011 por departamento, En enero del 2011, Huancavelica generó 562,47 GW,h de hidroelectricidad, 13,9% menor a la registrada en enero del año anterior; en Ancash la producción aumentó 2,8% con relación al mismo periodo del año anterior y alcanzó 190,87 GW.h; la producción en Arequipa y Cusco se incremento 19,3% y 20.9% respectivamente, y en Cajamarca se generó 8,2% menos que en enero de 2010. En enero del 2011, la producción registrada en Amazonas, Apurimac y Ayacucho alcanzó 4,64 GW.h, 3,80 GW.h y 0,85 GW.h, respectivamente. Huancavelica 600 400 Cajamarca Cusco 200 Arequipa Ancash 0 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Amazonas Abr-10 May-10 Ancash Jun-10 Apurimac Jul-10 Arequipa Ago-10 Ayacucho Sep-10 Oct-10 Cajamarca Nov-10 Cusco Dic-10 Ene-11 Huancavelica Figura N° 9 La producción en Ica, La Libertad, Lambayeque y Madre de Dios correspondiente a enero del año 2011 se registró de la siguiente manera: 23,02 GW.h, 18,03 GW.h, 8,06 GW.h, y 0,37 GW.h , respectivamente. Producción mensual de energía eléctrica por departamento 2010-2011 (II) 2 000 Ica La libertad 1 800 Lam bayeque Loreto 1 600 1 400 1 200 GW.h Para enero 2011, la generación de energía eléctrica en Lima aumentó 37,5% respecto al mismo periodo del año anterior, en dicho mes la energía generada alcanzó 1 372,03 GW.h, también se observó en la figura Nº 9, que Junin y Loreto incrementaron su producción en 2,4% y 6,2% con relación a enero 2010, en los mencionados departamentos, en enero 2011 se generó 257,98 GW.h y 93,06 GW.h. 1 000 Lima 800 600 400 200 0 Ene-10 Junin Feb-10 Mar-10 Huanuco Ica Abr-10 May-10 Junin Jun-10 La libertad Jul-10 Ago-10 Lambayeque Sep-10 Lima Oct-10 Loreto Nov-10 Dic-10 Ene-11 Madre de Dios En la figura Nº 10, se muestra el comportamiento de la producción mensual de enero 2010 hasta enero 2011, de Moquegua, Pasco, Piura, San Martín, Tacna, Tumbes y Ucayali. En dicho periodo, la producción de Moquegua (102,2 GW.h) fue 17,8% menor que lo generado en enero del 2010, en Pasco (109,6 GW,h) y Puno (83,9 GW.h) se incrementó 18,9% y 4,8%. En enero 2011, la producción de Ucayali fue 30,19 GW.h, de Piura, 67,79 GW,h, de Tacna, 8,35 GW.h, éstas decrecieron respecto a enero 2010, en 59,8%, 21,0% y 1,4% respectivamente. Los departamentos de San Martin y Tumbes registraron 2,76 GW.h y 5,88 GW.h. Figura N° 10 Producción de energía eléctrica por Departamento 2010-2011 (III) 600 500 Tacna Tum bes GW.h 400 Ucayali San Martin Puno 300 Piura 200 Pasco 100 Moquegua 0 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Moquegua Abr-10 Pasco May-10 Piura Fuente: MEM/DGE/EPE 5 Jun-10 Puno Jul-10 Ago-10 San Martin Sep-10 Tacna Oct-10 Tumbes Nov-10 Ucayali Dic-10 Ene-11 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 V. RECURSOS ENERGÉTICOS V.1. COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO PARA GENERAR ENERGIA ELÉCTRICA En la Figura N° 11, se observa que los caudales de los ríos: Mantaro, Rímac, Santa Eulalia, Tulumayo, Tarma, Vilcanota, San Gabán y Paucartambo han disminuido con relación al mes de enero del año 2010. Figura N°11 Comparación de caudales promedio mensual Enero 2010 vs Enero 2011 450 27,1% 58,5% 400 Ene-10 Ene-11 350 metro s cubico s po r seg. 64,1% 300 250 19,1% 200 150 54,8% 28,9% 100 29,3% 18,2% 5,4% 50 2,6% 23,3% 28,2% 13,0% bo uc n ar ta m an ta lc a Ga b no Pa ic o ta ili Ar Ta Ch rm a o lum ay Vi Sa Sa nt Tu aE Ri an Sa ula lia ma c ca y a nt a t iv ilc Ch M Pa an tar o 0 Fuente: COES-SINAC –enro 2011 En la Figura N° 12 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 enero se registraron incrementos en Aguada Blanca, presa El Fraile, laguna San Gabán, laguna Sibinacocha, embalses Mantaro, embalses de Electroandes y embalses Pillones. Figura N°12 Comparación de volúmenes útiles en lagunas del SEIN Enero 2010 - Enero 2011 450 30,7% 400 Ene-10 Ene-11 350 300 250 16,5% 13,8% 200 17,2% 74,1% 150 24,2% 100 12,0% 6,4% 72,0% 33,0% 50 2,6% 65,7% 8,3% 34,9% Fuente: COES-SINAC - enero 2011 6 s r Em ne il l o ba lse sP sE ge no es nd tro a lse Em le c sE lse ba ba ina co c ha ro Ma S ib na gu Em La an lse s ba Em sS na nta ba Ga lP gu La Pr n e an le ae Pr es lF ra i ae es Pr aA gu ad aB la n ca ta ico ga Ar na es La gu V ic on na gu La Yu ra c ma y o a lal i nt a Eu P. Sa go Ju n in 0 La M illones de metros cubicos Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 V. 2 CONSUMO DE GAS NATURAL EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA Figura N° 13 El consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica en el mes de enero del año 2011 alcanzó los 222.1 millones de metros cúbicos (7 840,2 millones de pies cúbicos) y fue 6,9% mayor respecto al mismo periodo del año anterior. El consumo promedio diario ascendió a 252,9 millones de pies cúbicos. Producción de energía eléctrica por fuente* enero 2010 - enero 2011 6,1% 2 100 GW.h 1 800 1 500 Por otro lado, la producción de energía eléctrica con gas natural en el mes de enero alcanzó 861,4 GW.h, 21,5% mayor que la producción del mismo periodo del año 2010 21,5% 1 200 900 600 107,5% 13,2% 300 En el mes de enero, el indicador de Megavatios hora generados por millón de pies cúbicos alcanzó 109,9. 0 En la Figura N° 13, se aprecian las variaciones de la producción con gas natural, hidroenergía, diesel -residual y carbón respecto al mes de enero del año 2010. Gas natural Hidroenergía Diesel y residual Carbón Ene-10 708,7 1 810,0 22,2 83,1 Ene-11 861,4 1 920,3 46,1 72,1 *Inf ormación COES - enero-2011 Las contribuciones del gas natural, hidroenergía, diesel - residual y carbón para la generación de energía en enero del año 2011 fueron 29,6%, 66,0%, 1,6%, y 2,5% 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° 14 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° 15, 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° 14 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. Chilca1 Ene-11 Nov-10 Jul-10 Sep-10 Mar-10 Ene-10 May-10 Nov-09 Jul-09 CT Oquendo Sep-09 Mar-09 Ene-09 C.T. Kallpa May-09 Jul-08 Nov-08 Sep-08 Mar-08 May-08 Ene-08 Jul-07 Nov-07 Sep-07 Mar-07 Ene-07 C.T.Ventanilla May-07 Nov-06 Jul-06 Sep-06 Mar-06 Ene-06 May-06 Nov-05 Jul-05 Sep-05 Mar-05 May-05 Ene-05 Jul-04 Nov-04 Sep-04 Mar-04 May-04 Ene-04 - CT.Las Flores Fuente: MEM/DGE/DPE Figura N° 15 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 (Camisea) 600 000 C.T. Malacas 400 000 C.T. Ventanilla 200 000 C.T. Aguaytía C.T. Malacas C.T.Ventanilla Fuente: COES – SINAC 7 C.T. Sta Rosa C.T. Chilca1 C.T. Oquendo CT.Las Flores Ene-11 Nov-10 Sep-10 Jul-10 May-10 Mar-10 Ene-10 Nov-09 Sep-09 Jul-09 May-09 Mar-09 Ene-09 Nov-08 Jul-08 C.T. Kallpa Sep-08 May-08 Mar-08 Ene-08 Nov-07 Jul-07 Sep-07 May-07 Mar-07 Ene-07 Nov-06 Jul-06 Sep-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 May-04 Mar-04 Ene-04 MW.h 800 000 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 V. 3 CONSUMO DE CARBÓN MINERAL Y BAGAZO PARA GENERAR ELECTRICIDAD La normatividad del subsector promueve la diversificación de las fuentes para generar electricidad con la finalidad de asegurar el abastecimiento 4 de energía para el servicio público, en este contexto, es importante difundir el comportamiento mensual del consumo del carbón mineral y el 5 bagazo , cuya participación es mínima pero no menos importante en la industria eléctrica. En enero 2011, se consumió 33,73 miles de toneladas de carbón mineral, 11% mayor al utilizado el mismo periodo del año anterior; en este mes se generó 72,1 GW.h. El consumo promedio diario de carbón fue 1088,12 toneladas Para el caso de la central a carbón de Enersur 6 , el indicador Megavatio –hora por tonelada fue 2.14. Con relación al consumo de Bagazo, en enero se utilizó 21,24 miles de toneladas y tuvo un incremento de 70% respecto al consumo de enero 2010. AIPSA entregó al sistema interconectado 8,05 GW.h. El consumo promedio diario de bagazo fue 685,2 toneladas Para la central RER de Agroindustrial Paramonga 7 , en enero 2011, el indicador Megavatio –hora por tonelada de bagazo fue 0.38. Como se puede observar en la figura Nº 16, entre enero del año 2010 hasta enero 2011, los consumos de carbón y bagazo para la generación de energía eléctrica tuvieron un comportamiento estacional, y los mayores consumos de carbón se presentaron en junio, julio y octubre 2010; con relación al bagazo, se registró un mayor consumo en el mes de julio del año 2010. Figura N° 16 Consumo de carbón y Bagazo 2010 - 2011 70 miles de toneladas 60 50 Carbon 40 30 20 Bagazo 10 0 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Ene-11 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Ene-11 Carbon 30,36 30,06 34,28 24,49 31,34 35,21 35,32 33,81 33,82 35,93 34,79 33,73 33,73 Bagazo 12,49 1,02 2,91 21,69 19,27 18,08 30,73 24,47 19,59 18,88 22,03 21,82 21,24 Fuente: MEM/DGE/EPE 4 Poder calorífico del carbón mineral ( mide la cantidad de energía térmica almacenada): 6000- 7000 kcal/kg El poder calorífico del bagazo (mide la cantidad de calor a generar en la combustión): 4378 - 4000 kcal/kg Central Ilo 2 tiene una capacidad instalada de 141,8 MW 7 La potencia instalada de la Central Paramonga –AIPSA es 23 MW, es una central RER (fuente de energía: bagazo de caña de azúcar) 5 6 8 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 comparar febrero con enero se observa un descenso en los niveles de los embalses del orden de 14,8%. "Los embalses están bajo su promedio histórico y revelan un descenso en comparación al mes anterior de 14,8%", acotó. Pese a lo anterior, el secretario de Estado sostuvo que dado el término de la temporada de riego, se espera una recuperación de los niveles de los embalses en las zonas norte y centro del país. Respecto a la situación de los caudales, informó que entre las III y la IX se ve una baja "típica" de los niveles, situación característica de la época debido al término del periodo de fusión de la nieve y dada la escasez de precipitaciones. En la oportunidad, la autoridad llamó a la ciudadanía a "tomar conciencia de la importancia que tiene el recurso hídrico para nuestro desarrollo". (El Mercurio, 9/3/2011). VI. N O T IC IA S D E L SEC T OR E N E R G Í A ARGENTINA Repsol y Gas Natural venden a Enarsa gas por US$ 530 millones El grupo petrolero Repsol-YPF y la empresa Gas Natural se quedaron con 15 de las 25 cargas de GNL (gas natural licuado) que la estatal ENARSA licitó para abastecer la planta regasificadora ubicada en el puerto de Bahía Blanca. El precio promedio al que fueron adjudicados los cargamentos fue de 11 dólares por millón de BTU. En el caso de Repsol, la factura por cobrar trepará a casi US$ 300 millones, mientras que por el lado de Gas Natural la facturación rondará los US$ 230 millones. Tras analizar las propuestas y los precios que habían elevado las siete compañías interesadas en proveer el GNL para Bahía Blanca, ENARSA repartió las adjudicaciones de la siguiente manera: Repsol-YPF, que había presentado una decena de ofertas, se quedó con 9 cargas de 135.000 metros cúbicos cada una. Gas Natural, que también había hecho 10 ofertas, se llevó 7 cargamentos. Con cinco ofertas presentadas, Excelerate –la dueña del buque regasificador que alquila ENARSA– cosechó 4 cargas que ascienden a US$ 132 millones. Por último, la trader japonesa Marubeni, que se había tirado el lance con 5 ofertas, terminó llevándose sólo una carga valuada en casu US$ 33 millones. Entre las perdedoras quedaron: Mitsubishi (que había cotizado 4 entregas), E-Cross Word (también con 4 ofertas fallidas) y Morgan Stanley (con 2 cotizaciones por encima de las ganadoras). De las 25 cargas que estaban en juego, quedaron 4 sin ofertas, que serán relicitadas dentro de 10 días. Todas los cargamentos en juego para Bahía Blanca deberán arribar entre mayo y diciembre con el fin de cubrir la caída de la producción local y refozar el abastecimiento interno en los meses previos a las elecciones presidenciales. En tanto, para la próxima semana está prevista la definición de las compras de GNL para la nueva planta regasificadora móvil que el Gobierno instaló en el puerto bonaerense de Escobar. En este caso, el negocio por las 20 cargas que están en danza ascendería a casi US$ 800 millones . En la disputa por el GNL de Escobar se anotaron sólo tres oferentes: Gas Natural, Excelerate y Morgan Stanley. Para el GNL de Escobar –que se destinará a las nuevas centrales térmicas de Campana y Timbués– se esperan ofertas un 15% más caras que las de Bahía Blanca por los problemas logísticos y los mayores costos operativos que demanda la entrada de los barcos a la terminal portuaria del Río Paraná. (Clarín, 12/3/2011) COSTA RICA ICE refuerza líneas de transmisión eléctrica El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) puso en operación la nueva línea de transmisión eléctrica denominada San Miguel-El Este-Río Macho, mediante la cual fortalecerá la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. Además, esto le permitirá reforzar el trasiego de electricidad en la región centroamericana. Esta línea, de 230 kV (kilovoltios), unirá los dos sistemas actuales de igual voltaje que salen del área metropolitana hacia las fronteras con Nicaragua y Panamá. Anteriormente, estos sistemas estaban unidos por el anillo metropolitano, que es de 138 kV, informó la entidad en un comunicado. La nueva línea se extiende en dos tramos desde la subestación de San Miguel de Santo Domingo de Heredia hasta la subestación de Río Macho, en Orosi de Cartago, con una longitud de 47 kilómetros. “Por estar ubicada en el área metropolitana, zona intensamente poblada, constituyó la obra de transmisión eléctrica de mayor dificultad desarrollada en el país＂, manifestó Eduardo Doryan, presidente ejecutivo del ICE. La mayor complejidad estuvo asociada al establecimiento de servidumbres para el tendido del cableado de alta tensión, explicó el jerarca del Instituto. (La Nación, 12/3/2011). PERÚ Gasoducto de TGP en 2013 La compañía Transportadora de Gas del Perú (TGP) proyectó que la ampliación de la capacidad del gasoducto de Camisea, que elevará su capacidad a 920 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, se pondrá en marcha a fines de 2013. "La capacidad actual del sistema de transporte es de 530 millones de pies cúbicos que es la capacidad actual del sistema y TGP ya está trabajando un proyecto para incrementar la capacidad a 920 millones de pies cúbicos", sostuvo el gerente general de TGP, Ricardo Ferreiro. Aseguró que el proyecto inicial de ampliación de TGP se denominó "Loop Selva", pero a pesar de los esfuerzos por desarrollarlo, con los más altos estándares técnicos, sociales y ambientales, esta propuesta no fue compartida por diversos sectores de interés. (El Peruano, 12/3/2011) CHILE Nivel de embalses cae un 32% en febrero con respecto al año anterior El ministro de Obras Públicas, Hernán de Solminihac, junto al director de la Dirección General de Aguas (DGA), Matías Desmadryl, manifestó que según la unidad de hidrología la situación del país se mantiene en un estado deficitario. De Solminihac puntualizó que de acuerdo a los datos correspondientes a febrero de 2011, los recursos hídricos de regulación interanual son un 31,9% menor en relación a la misma fecha del año anterior. En tanto, al 9 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad IIN NFFO ORRM MA ATTIIV VO OD DG GEE N Nºº 22 FFEEBBRREERRO O 22001111 I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 FEBRERO 2011 VII. MISCELÁNEAS EN ENERGÍA L A S O ST E NI B I L I DA D EN E R G ÉT I C A La sostenibilidad energética de una región está orientada a promover una mayor participación de las energías renovables en la matriz energética respectiva (Oferta total de energía primaria). Al respecto, para la región existe la iniciativa de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe CEPAL (Naciones Unidas) que plantea la promoción de actividades conjuntas en los siguientes campos: El intercambio tecnológico, la cooperación conjunta para las localidades aisladas, el entrenamiento y la capacitación, el agrupamiento de matrices energéticas para alcanzar las metas mínimas y, el desarrollo de métodos de contabilización y mecanismos de intercambio de certificados de energías renovables. En el análisis se precisa dos conceptos importantes: la renovabilidad y la sostenibilidad, la primera constituye un atributo de la fuente y la sostenibilidad esta relacionada con la forma como se utiliza las fuente de energía renovable. En las estadísticas energéticas publicadas periódicamente por las organizaciones internacionales no existe una clara distinción entre energías renovables y no renovables. La mejor referencia actualmente disponible en el ámbito mundial es la que proporciona el Organismo Internacional de Energía (AIE) en su documento “Renewables in Global Energy Supply＂, de noviembre de 2002, donde se describe con precisión las categorías de combustibles fósiles y energía nuclear. La energía hidroeléctrica, a pesar de no estar desagregada en grandes y pequeñas centrales, también aparece caracterizada en forma satisfactoria. Los datos sobre energía geotérmica, eólica, solar y mareomotriz también resultan claros y fáciles de identificar. La gran dificultad recae en la categoría titulada por la AIE como “combustibles renovables y residuos＂ (renewable fuels and waste), que abarca tanto la parte sostenible como la no sostenible de la biomasa. Aun cuando en el presente estudio no se haya utilizado la clasificación de la biomasa en “moderna＂ y “tradicional＂, es frecuente encontrar esta denominación que se relaciona tanto con la tecnología usada para la extracción de la dendroenergía como con su uso final. Así aparece como uso (o tecnología) tradicional la energía procedente de biomasa destinada a calefacción y preparación de alimentos de los hogares, mientras que el uso moderno se refiere a la biomasa destinada a generación de electricidad, vapor y producción de biocombustibles. Gráficamente, la propuesta conceptual de la CEPAL se representa En la figura Nº 1: Figura Nº1 La porción no sostenible de la biomasa está básicamente compuesta por la leña que proviene de la deforestación. La biomasa sostenible incluye residuos animales, vegetales, urbanos, además de la leña obtenida de forma sostenible. La forma sostenible del consumo de leña puede darse por medio de: ‧ Recolección de ramas secas, en ocasiones como resultado de procesos de poda; ‧ Tala de árboles a una tasa inferior a la de regeneración natural; y ‧ Tala de árboles seguida por la replantación de las especies cortadas. Figura Nº 2 En la figura Nº2 se muestra el Índice de dependencia hidroenergética en la oferta total renovable (IDH), es la relación entre oferta de hidroenergía y la oferta de energía primaria compuesta por las energías renovables, y da cuenta de la importancia de la hidroenergía dentro de la oferta“renovable＂ de un país. Un alto índice significa que la porción de renovabilidad de un país está fuertemente ligada a factores meteorológicos, más que tecnológicos. Fuente: Sostenibilidad Energética en América Latina – Energías Renovables – CEPAL-GTZ Página Web del MEM/DGE Estadística Eléctrica mensual 2011 Evolución de Indicadores del subsector Electricidad Período 1995 – 2009 Informativos Mensuales DGE – Año 2004 – Año 2010 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, Marzo 2011 http://www.minem.gob.pe/ 10
