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

OSINERGMIN por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), correspondiente al mes de ENERO del 2011.

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

Los costos marginales han sido calculados con el tipo de cambio venta del último día útil del mes de Enero (TC = 2,773 S/. / US$). Asimismo, los valores calculados para

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

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

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

INTRODUCCIÓN

Producción de Energía en el SEIN

En enero, la producción total de energía en el SEIN se incrementó 9,1% respecto al mismo mes del año 2010. La producción termoeléctrica se efectuó principalmente

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

(septiembre 2004) a 27,0% correspondiente al presente mes.

La producción de energía hidráulica del SEIN, durante el mes de enero, muestra un predominio con 66,0% del total de la energía producida, aumentando su producción

pero disminuyendo su participación en 1,9% respecto al mismo mes del año anterior, debido a un mayor crecimiento de la demanda de electricidad y a la producción

térmica en base a gas natural.

Reporte Estadístico

Operación del Sector Eléctrico

Operación del Sector Eléctrico

Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Fuente de Energía

Información de: Enero, 2011

Año 13, Marzo 2011

Fuentes de Producción AñoI Trimestre II

TrimestreIII

TrimestreIV

TrimestreAcumulado Ene-2011Enero Febrero Marzo

Hidroeléctrica Hidro2011 1 920,3 - - - - - 1 920,3

2010 1 810,0 - - - - - 1 810,0

Termoeléctrica

Gas Natural

2011 861,4 - - - - - 861,4

2010 708,6 - - - - - 708,6

Carbón2011 72,1 - - - - - 72,1

2010 83,1 - - - - - 83,1

Residual2011 33,9 - - - - - 33,9

2010 46,1 - - - - - 46,1

Diesel2011 12,2 - - - - - 12,2

2010 12,7 - - - - - 12,7

Renovable Bagazo2011 8,0 - - - - - 8,0

2010 4,7 - - - - - 4,7

Periodo 2011 2 908,0 - - - - - 2 908,0

Periodo 2010 2 665,2 - - - - - 2 665,2

Variación 2011/2010 9,1% - - - - - 9,1%

Producción del SEIN por Tipo de Combustible Enero 2011/2010

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo

67,9%

26,6%

3,1%1,7% 0,5%

66,0%

29,6%

2,5%

1,2%0,4%0,3%Enero

2011

Enero

2010

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

2

En enero, la producción de energía a nivel de empresas, no muestra variaciones significativas con relación al mes anterior. Las empresas con mayor participación continúan siendo Electroperú y Edegel; en lo que va del año Electroperú disminuyó su participación respecto al mismo periodo del año anterior, de 24,8% a 19,5%, así como Enersur que disminuyó su participación de 15,8% a 10,4%, mientras que Edegel aumentó su participación de 20,7% a 23,9%, así como Kallpa que también aumentó su participación de 5,2% a 10,3% debido a una mayor producción.

En enero, la producción de las plantas a gas natural representaron el 29,6% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 31,9%. Las plantas a carbón representaron el 2,5% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron 1,6%

En enero, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 26 a las 20:45 horas y alcanzó 4 586,4 MW, lo cual representó un 6,90% de aumento respecto a la máxima demanda de enero de

2010. Con relación al mes de diciembre la máxima demanda aumentó en 0,2%.La generación hidroeléctrica, en lo que se refiere a la máxima demanda, no ha sufrido mayores variaciones desde el año 2002; sin embargo, su participación en el SEIN ha decrecido a favor

del incremento de la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 14,9% a 40,6% desde dicho año a enero de 2011. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN es de 35,2%, mayor a la registrada en enero del año anterior que fue de 33,0%.

Operación del Sector Eléctrico

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación

Máxima Demanda

Producción de Energía Eléctrica por Empresa

Empresa

Producción de Energía SEIN (GW.h)

Ene-11Acumulado

Ene-11Acumulado

Ene 10Variación

(2011/2010)

AIPSA 8,0 8,0 4,7 70,1%

Celepsa 139,1 139,1 0,3 44 672,3%

Chinango 127,1 127,1 126,8 0,3%

E. Santa Cruz 8,3 8,3 4,5 86,2%

Edegel 695,8 695,8 550,7 26,3%

Eepsa 46,5 46,5 59,3 (21,5%)

Egasa 84,2 84,2 60,1 40,1%

Egemsa 62,7 62,7 51,0 22,9%

Egenor 246,1 246,1 242,5 1,5%

Egesur 11,8 11,8 8,5 39,1%

Electroperú 568,3 568,3 661,2 (14,1%)

Enersur 302,0 302,0 422,4 (28,5%)

GEPSA 0,0 0,0 4,1 -

Kallpa 298,3 298,3 138,9 114,7%

MAJA Energía 2,1 2,1 - -

S. M. Corona 13,7 13,7 12,4 10,2%

San Gabán 80,7 80,7 77,0 4,9%

SDF Energía 20,1 20,1 5,7 252,9%

Shougesa 0,1 0,1 0,3 (57,0%)

SINERSA 1,6 1,6 - -

SN Power Perú 162,8 162,8 161,7 -

Termoselva 28,6 28,6 73,2 (60,9%)

Total 2 908,0 2 908,0 2 665,2 9,1%

Empresa

Producción Termoeléctrica por Tipo de Combustible Producción Renovable

Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo

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

AIPSA - - - - - - - - 8,05 100,0%

Celepsa - - - - - - - - - -

Chinango - - - - - - - - - -

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

Edegel 347,6 40,4% - - - - - - - -

Eepsa 46,5 5,4% - - - - - - - -

Egasa 8,7 1,0% - - 1,7 5,1% 0,0 0,2% - -

Egemsa - - - - - - - - - -

Egenor 2,4 0,3% - - 2,2 6,5% 7,9 64,4% - -

Egesur 3,4 0,4% - - - - - - - -

Electroperú - - - - 4,8 14,1% 4,0 32,7% - -

Enersur 105,8 12,3% 72,1 100,0% 25,1 73,9% 0,3 2,5% - -

Kallpa 298,3 34,6% - - - - - - - -

MAJA Energía - - - - - - - - - -

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

San Gabán - - - - - - 0,02 0,1% - -

SDF Energía 20,1 2,3% - - - - - - - -

Shougesa - - - - 0,1 0,3% 0,0 0,1% - -

SINERSA - - - - - - - - - -

SN Power Perú - - - - - - - - - -

Termoselva 28,6 3,3% - - - - - - - -

Total 861,4 100,0% 72,1 100,0% 33,9 100,0% 12,2 100,0% 8,05 100,0%

E. Santa Cruz

Evolución de la Producción de Energía por Fuente de Generación y Tipo de Combustible - Enero 2011

HIDRO GAS NATURAL CS CARBON RESIDUAL DIESEL BAGAZO

GW.h

Producción de Energía por Empresa - Enero 2011

AIPSA0,3%

CELEPSA4,8%

Chinango4,4%

0,3%

Edegel23,9%

Eepsa1,6%

Egasa2,9%

Egemsa2,1%

Egenor8,4%

Egesur0,4%

Electroperú19,5% Enersur

10,4%

Kallpa10,2%

MAJA Energía0,1%

S. M. Corona0,5%

San Gabán2,8%

SDF Energía0,7%

Shougesa0,004%

SINERSA0,1%

SN Power Perú5,6%

Termoselva1,0%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Fe

b-1

0

Ma

r-1

0

Ab

r-1

0

Ma

y-1

0

Jun

-10

Jul-1

0

Ag

o-1

0

Se

p-1

0

Oct

-10

No

v-1

0

Dic

-10

En

e-1

1

Meses

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN(MW) Variación

2011/2010 %2011 2010

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

Enero 2 711 1 863 12 4 586 2 482 1 801 8,0 4 290 9,2% 3,5% 50,8% 6,9%

Febrero - - - - - - - - - - - -

Marzo - - - - - - - - - - - -

Abril - - - - - - - - - - - -

Mayo - - - - - - - - - - - -

Junio - - - - - - - - - - - -

Julio - - - - - - - - - - - -

Agosto - - - - - - - - - - - -

Septiembre - - - - - - - - - - - -

Octubre - - - - - - - - - - - -

Noviembre - - - - - - - - - - - -

Diciembre - - - - - - - - - - - -

MD a Ene 2 711 1 863 12 4 586 2 482 1 801 8,0 4 290 9,2% 3,5% 50,8% 6,9%

% 59,1% 40,6% 0,3% 100,0% 57,8% 42,0% 0,2% 100,0%

Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación y Tipo de Combustible en Enero 2011/2010

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable

57,8%

33,0%

3,2%

3,4%2,4%

59,1%

35,2%

2,9%

1,0%1,4% 0,4%

Enero

2011

Enero

2010

3

Electroperú disminuyó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 22,1% a 19,4% con relación al año 2010, al igual que Enersur quien también

disminuyó su participación de 17,7% a 13,9%; mientras que Edegel aumentó de 20,4% a 24,1%, así como Kallpa que también aumentó su participación de 7,4% a 8,2%.

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

Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la unidad UTI6 de la C.T. Santa Rosa con combustible Gas Natural y costo variable de 2,6 ctv US$/kW.h.

El valor más alto de costo marginal que s e obtuvo fue de 3,1 ctv US $/kW.h en la barra Andaychagua; mientras que el menor valor de costo marginal fue de

2,2 ctv US $/kW.h en la barra San Gabán.

La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de enero de 2011 representó el 72,8% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponible

de 27,2%.

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

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas

Evolución de la Máxima Demanda y Potencia Firme Despachada

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) Enero 2011

Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total

AIPSA - - 12,1 12,1

Celepsa 173,4 - - 173,4

Chinango 191,9 - - 191,9

E. Santa Cruz 8,5 - - 8,5

Edegel 458,6 645,9 - 1 104,5

Eepsa - 100,6 - 100,6

Egasa 124,1 69,9 - 194,0

Egemsa 85,2 - - 85,2

Egenor 330,5 7,6 - 338,1

Egesur 25,5 17,2 - 42,7

Electroperú 814,6 73,6 - 888,2

Enersur 132,9 504,2 - 637,1

Kallpa - 374,1 - 374,1

MAJA Energía 1,9 - - 1,9

S. M. Corona 19,0 - - 19,0

San Gabán 108,8 - - 108,8

SDF Energía - 26,8 - 26,8

SINERSA 3,2 - - 3,2

SN Power Perú 232,9 - - 232,9

Termoselva 0,0 43,5 - 43,5

Total 2 711,1 1 863,3 12,1 4 586,4

Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Empresas

Enero 2011

AIPSA0,3%

Celepsa3,8% Chinango

4,2%

E. Santa Cruz0,2%

Edegel24,1%

Eepsa2,2%

Egasa4,2%

Egemsa1,8%

Egenor7,4%

Egesur0,9%

Electroperú19,4%

Enersur13,9%

Kallpa8,1%

MAJA Energía0,04%

S. M. Corona0,4%

San Gabán2,4%

SDF Energía0,6%

SINERSA0,1%

SN Power Perú5,1% Termoselva

0,9%

Costo Marginal por Barra de Transferencia en Hora de Máxima Demanda

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

Andaychagua 4,16 3,1

Casapalca 50 2,9

Talara 220 2,9

Piura 220 2,8

Aguaytía 220 2,5

Los Heroes 220 2,6

Toquepala 138 2,6

Cerro Verde 138 2,6

Socabaya 138 2,6

Montalvo 220 2,5

Trujillo Norte 220 2,7

Puno 220 2,5

Independencia 220 2,5

Santa Rosa 220 2,5

Huayucachi 220 2,5

San Gabán 138 2,2

Despacho de Generación para el Día de Máxima Demanda Miércoles 26 de enero de 2011

MW

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Max Demanda

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

00:1

500:4

501:1

501:4

502:1

502:4

503:1

503:4

504:1

504:4

505:1

505:4

506:1

506:4

507:1

507:4

508:1

508:4

509:1

509:4

510:1

510:4

511

:15

11:4

512:1

512:4

513:1

513:4

514:1

514:4

515:1

515:4

516:1

516:4

517:1

517:4

518:1

518:4

519:1

519:4

520:1

520:4

521:1

521:4

522:1

522:4

523:1

523:4

5

4 586,4

MesesMáxima Demanda

(MW)Potencia Firme

(MW)

Potencia Firme Despachada

(MW) (*)

Var %PF/MD-1

Enero 4 586,4 6 303,8 5 035,9 37,4%

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

Ene-1

0

Feb-1

0

Mar-

10

Abr-

10

May-

10

Jun-1

0

Jul-10

Ago-1

0

Sep-1

0

Oct

-10

Nov-

10

Dic

-10

Ene-1

1

Máxima Demanda Potencia Firme y Potencia Firme Despachada

Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada

MW

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

Volúmenes Almacenados

Caudal Natural

4 Operación del Sector Eléctrico

El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en enero de 2011, fue mayor en 120,5% con relación a diciembre del 2010. Así mismo el

caudal natural conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser mayor en 43,1% con relación a diciembre del 2010, estando

cerca al nivel máximo histórico 2002-2010.

Lago Junín - Lagunas Edegel

El volumen de agua registrado en el lago Junín en enero del 2011, aumentó en 69,8% con relación al mes anterior. Así mismo, el volumen de agua registrado en las

lagunas de Edegel en enero, fue mayor en 31,7% con relación a diciembre. En dichos lago y lagunas los volúmenes de agua están en valores intermedios entre los

valores extremos históricos en el periodo 2002-2010.

El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en enero, ha sido mayor en 0,9% con relación al mes de diciembre; y está por debajo al mínimo histórico registrado en el periodo

2002 – 2010.

En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe y Pillones) el volumen de agua registrado en enero del 2011, fue mayor en 19,6% con relación

al mes de diciembre. Sin embargo, en dicha cuenca los volúmenes de agua están en valores intermedios entre los valores extremos históricos en el periodo 2002-2010.

Río Mantaro - Ríos Rímac y Santa Eulalia

Laguna Aricota – Cuenca Río Chili

Caudal Natural Río Mantaro

Max (2002-2010) Min (2002-2010) 2011

m3

/s m3/

s

Caudal Natural Río Rímac y Santa Eulalia

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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

0

10

20

30

40

50

60

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

Max (2002-2010) Min (2002-2010) 2011

Volumen Útil de las lagunas de EdegelVolumen Útil del lago Junín

m

3M

illo

ne

s d

e

m

3M

illo

ne

s d

e

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic0

50

100

150

200

250

300

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

Max (2002-2010) Min (2002-2010) 2011 Max (2002-2010) Min (2002-2010) 2011

Volumen Útil Cuenca Río ChiliVolumen Útil laguna Aricota

m

3M

illo

ne

s d

e

m

3M

illo

ne

s d

e

Max (2002-2010) Min (2002-2010) 2011 Max (2002-2010) Min (2002-2010) 2011

150

170

190

210

230

250

270

290

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

0

50

100

150

200

250

300

350

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

Costos Marginales de Energía

5

El valor promedio ponderado mensual del costo marginal de energía para el SEIN correspondiente al mes de Enero del 2011, fue 24% menor respecto al valor registrado

el mismo mes del 2010, debido a una mayor producción hidráulica y térmica a gas natural.

Costos Marginales y Precios Regulados de Energía – SEIN

En enero el costo marginal en las horas de punta aumentó en 4,2% respecto al mes anterior, mientras que en las horas fuera de punta la disminución fue de 9,7%. El

costo marginal en horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue 56,6% mayor.

En enero el precio regulado de energía (PR) fue 71,6% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes.

Cmg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado

Evolución de los Costos Marginales de Energía – SEIN

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

Meses

Costos MarginalesVariación

%(ctv U$$/KW.h)

SEIN 2011 SEIN 2010

Enero 1,76 2,32 -24%

Febrero - - -

Marzo - - -

Abril - - -

Mayo - - -

Junio - - -

Julio - - -

Agosto - - -

Septiembre - - -

Octubre - - -

Noviembre - - -

Diciembre - - -

Ponderado a Enero 1,76 2,32 -24%

Ctv

.US

$/k

W.h

% P

art

icip

ac

ión

Producción de Energía vs Costos Marginales SEIN

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Costo MarginalBagazo

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

o-1

0

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

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

MesesHora Punta Fuera de Punta Ponderado

CMg PR CMg PR CMg PR

Enero 2,49 3,60 1,59 2,88 1,76 3,02

Febrero - - - - - -

Marzo - - - - - -

Abril - - - - - -

Mayo - - - - - -

Junio - - - - - -

Julio - - - - - -

Agosto - - - - - -

Septiembre - - - - - -

Octubre - - - - - -

Noviembre - - - - - -

Diciembre - - - - - -

Precio Regulado Costo Marginal

ctv

Precios Regulados vs. Costos Marginales

Costos Marginales del SEIN

Punta F. Punta Ponderado CMg

ctv

US

$/k

W,h

Precios Regulados del SEIN

Punta F.Punta Ponderado

US$

/kW

,h

ctv

US

$/k

W.h

0

1

2

3

4

5

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

o-1

0

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

0

1

1

2

2

3

3

4

ene-1

0

feb-1

0

mar-

10

abr-

10

may-

10

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep-1

0

oct

-10

nov-

10

dic

-10

ene-1

1

2,50

2,70

2,90

3,10

3,30

3,50

3,70

ene-1

0

feb-1

0

mar-

10

abr-

10

may-

10

jun-1

0

jul-10

ago-1

0

sep-1

0

oct

-10

nov-

10

dic

-10

ene-1

1

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN

Costos Variables de Operación

6 Operación del Sector Eléctrico

Costos Marginales Proyectados

Transferencia de Energía Activa

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

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

Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 2010, para el periodo comprendido entre julio 2010 a junio 2011.

En enero, los costos marginales estuvieron 6,0% sobre los precios proyectados por el

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

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

periodo se espera que éstos varíen entre 1,79 y 4,45 ctv US$/kW.h, mientras que en

periodo de estiaje, los mismos estarían entre 2,44 y 10,08 ctv US$/kW.h. Los costos

marginales proyectados son de carácter referencial y brindan una señal de su posible

comportamiento para los próximos meses.

Meses

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

Punta Fuera Punta Ponderado

Febrero-11 1,83 1,80 1,81

Marzo-11 1,86 1,82 1,83

Abril-11 1,87 1,77 1,79

Mayo-11 2,69 2,38 2,44

Junio-11 3,75 3,67 3,68

Julio-11 3,58 3,52 3,53

Agosto-11 4,69 4,61 4,63

Septiembre-11 10,39 10,00 10,08

Octubre-11 9,11 8,92 8,96

Noviembre-11 7,74 7,15 7,27

Diciembre-11 4,88 4,34 4,45

Enero-12 4,98 4,05 4,24

Meses

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

Proyectado COESEjecutado

PuntaEjecutado Fuera

PuntaEjecutado Ponderado

Proyectado COES Ponderado

Ago-10 2,50 2,24 2,29 1,80 27,2%

Sep-10 2,55 2,34 2,38 1,80 32,2%

Oct-10 2,64 2,37 2,42 1,82 33,0%

Nov-10 2,57 2,25 2,31 1,84 25,5%

Dic-10 2,39 1,76 1,88 1,78 5,6%

Ene-11 2,49 1,59 1,76 1,66 6,0%

Costos Marginales del SEIN

ctv

US

$/k

W.h

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

0

2

4

6

8

10

12

14

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

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0

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

feb

-11

ma

r-11

ab

r-11

ma

y-11

jun

-11

jul-11

ag

o-1

1

sep

-11

oct

-11

no

v-11

dic

-11

Meses

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

AguaytíaMalacas

(TG1)Malacas (TGN4)

Kallpa(TG1)

Ventanilla (CC)

Sta. Rosa West

Sta. Rosa (UTI)

Chilca (TG1)

Ilo 2

Ene-11 3,29 14,84 6,87 1,15 1,29 2,20 2,59 1,63 4,38

Feb-11 - - - - - - - - -

Mar-11 - - - - - - - - -

Abr-11 - - - - - - - - -

May-11 - - - - - - - - -

Jun-11 - - - - - - - - -

Jul-11 - - - - - - - - -

Ago-11 - - - - - - - - -

Sep-11 - - - - - - - - -

Oct-11 - - - - - - - - -

Nov-11 - - - - - - - - -

Dic-11 - - - - - - - - -

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

ctv

US

$/k

W.h

Mala

cas (

TG

1)

ctv

US

$/k

W.h

Aguaytía Malacas (TGN4) Kallpa Ventanilla (CC) Sta. Rosa West

Sta. Rosa (UTI) Chilca (TG1) Ilo 2 Malacas (TG1)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-1

0

ag

o-1

0

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

EmpresaGW.h Miles de US$

Entregas Retiros Venta Compra

Edegel 613,3 618,4 - 2 421,1

Electroperú 558,2 331,3 2 306,0 -

Kallpa 296,6 361,1 - 2 547,6

Enersur 267,1 439,6 - 582,9

Egenor 244,8 154,8 2 914,0 -

SN Power Perú 175,7 105,2 652,4 -

Celepsa 134,5 112,6 - 175,4

Chinango 123,5 71,9 351,7 -

Egasa 82,6 100,2 - 411,7

San Gabán 67,5 24,4 420,4 -

Eepsa 40,4 56,1 2 366,8 -

Egemsa 32,4 43,4 - 492,1

Termoselva 28,2 128,9 - 1 812,3

SDF Energía 20,1 16,7 - 49,5

S. M. Corona 11,7 7,6 49,2 -

Egesur 11,4 22,1 - 242,3

Shougesa - 31,2 - 653,1

AIPSA 8,0 0,0 133,6 -

E. Santa Cruz 8,3 - 134,0 -

MAJA Energía 2,0 - 31,1 -

SINERSA 1,6 - 29,2 -

GEPSA ( 0,0) - - 0,4

Retiros sin Contrato - 45,2 - -

Saldo Res. - 57,2 - -

Total 2 728,0 2 728,0 9 388,4 9 388,4

Transferencia de Energía Activa del SEIN - Enero 2011

GW

.h

GW.h Entregas GW.h Retiros

0

100

200

300

400

500

600

700

Ede

gel

Ele

ctro

perú

Kal

lpa

Ene

rsur

Ege

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SN

Pow

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Cel

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S. M

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sur

Sho

uges

a

Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

7

En enero del 2011, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión fue alrededor de 15,5 millones de US$. Dicho monto está constituido en un

39,4% ( 6 117,4 / 15 507,9 ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT, mientras que, el 60,6% corresponde a los cargos

adicionales establecidos por el D.L. 1041, D.U. 049-2008 y D.U.037-2008. En el caso del cargo CTGN, esta es cero debido al D.U. 032-2010 que eliminó esta compensación.

PCSPT

Potencia Firme por Empresa

Potencia Firme

Transferencia de Potencia

En enero del 2011, las transferencias por potencia entre integrantes del COES-

SINAC fueron del orden de 2,4 millones de US$.

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

CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo MarginalCCVOA-RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin ContratoCTGN: Compensación por Transporte por Gas Natural para Generación Eléctrica

EmpresaMiles de US$

Venta Compra

Electroperú 1 169,7 -

Enersur 379,0 -

SN Power Perú 250,9 -

San Gabán 192,8 -

Egasa 88,4 -

Celepsa 64,7 -

Egesur 59,4 -

AIPSA 52,2 -

Edegel 47,1 -

SINERSA 32,0 -

E. Santa Cruz 30,3 -

S. M. Corona 22,9 -

GEPSA 10,0 -

MAJA Energía 9,7 -

SDF Energía - 33,0

Eepsa - 66,8

Chinango - 88,0

Egemsa - 186,5

Shougesa - 242,4

Egenor - 293,1

Termoselva - 568,2

Kallpa - 931,1

Total 2 409,1 2 409,1

Transferencia de Potencia - Enero 2011

Mil

es

de

US

$

Venta Compra

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

Ele

ctro

perú

Eners

ur

SN

Pow

er

Perú

San G

abán

Egasa

Cele

psa

Egesu

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SIN

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S. M

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GE

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ía

SD

F E

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ía

Eepsa

Chin

ango

Egem

sa

Shougesa

Egenor

Term

ose

lva

1169,7

931,1

Kallp

a

Empresa

Pago (Miles de US$)

SPTCargos Adicionales

TotalCCVOA-CMG CCVOA-RSC CTGN CSS CGA

Edegel 1 484,5 2 014,8 - - 75,1 180,9 3 755,3

Enersur 953,5 1 294,1 - - 48,3 151,3 2 447,2

Kallpa 812,4 1 102,6 - - 41,1 132,3 2 088,4

Electroperú 701,9 952,7 - - 35,5 70,4 1 760,5

Egenor 415,8 564,3 - - 21,0 27,7 1 028,8

Termoselva 289,2 392,5 - - 14,6 44,9 741,2

SN Power Perú 237,6 322,4 - - 12,0 19,6 591,6

Egasa 227,5 308,7 - - 11,5 26,1 573,8

Celepsa 221,4 300,6 - - 11,2 28,0 561,3

Chinango 200,3 271,9 - - 10,1 13,5 495,9

Egemsa 160,1 217,3 - - 8,1 21,5 407,1

Eepsa 156,9 213,0 - - 7,9 8,1 386,0

Shougesa 81,9 111,2 - - 4,1 27,7 225,0

San Gabán 75,2 102,0 - - 3,8 13,2 194,1

Egesur 42,8 58,0 - - 2,2 3,2 106,2

SDF Energía 38,9 52,7 - - 2,0 8,0 101,5

S. M. Corona 17,3 23,5 - - 0,9 1,9 43,6

MAJA Energía 0,2 0,2 - - 0,0 0,0 0,4

GEPSA - - - - - - -

AIPSA - - - - - - -

E. Santa Cruz - - - - - - -

SINERSA - - - - - - -

Total 6 117,4 8 302,6 - - 309,6 778,3 15 507,9

Pago por peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión

Enero 2011

Mil

es

de

US

$

SPT Cargos Adicionales

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

Ed

eg

el

En

ers

ur

Ka

llpa

Ele

ctro

pe

rú

Eg

en

or

Te

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a

SN

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r

SD

F E

ne

rgía

S.

M.

Co

ron

a

EmpresaPotencia Firme (MW) - Enero 2011

Hidráulica Térmica Renovable Total

AIPSA - - 11,1 11,1

Celepsa 217,4 - - 217,4

Chinango 165,3 - - 165,3

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

Edegel 552,7 908,6 - 1 461,3

Eepsa - 132,6 - 132,6

Egasa 175,1 141,3 - 316,3

Egemsa 88,8 - - 88,8

Egenor 353,1 255,5 - 608,6

Egesur 34,9 22,2 - 57,1

Electroperú 886,0 100,6 - 986,7

Enersur 136,8 894,6 - 1 031,3

GEPSA 2,8 - - 2,8

Kallpa - 556,4 - 556,4

MAJA Energía 1,9 - - 1,9

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

San Gabán 113,1 7,6 - 120,7

SDF Energía - 20,5 - 20,5

Shougesa - 60,8 - 60,8

SINERSA 7,6 - - 7,6

SN Power Perú 257,3 - - 257,3

Termoselva - 175,0 - 175,0

Total en el mes 3 017,0 3 275,6 11,1 6 303,7

AIPSA0,2%

Celepsa3,4%

Chinango2,6%

E. Santa Cruz0,1%

Edegel23,2%

Eepsa2,1%

Egasa5,0%Egemsa

1,4%

Egenor9,7%

Egesur0,9%

Electroperú15,7%

Enersur16,4%

GEPSA0,1%

Kallpa8,8%

MAJA Energía0,03%

S. M. Corona

0,3%

San Gabán1,9%

SDF Energía0,3%

Shougesa1,0%

SINERSA0,1%

SN Power Perú4,1%

Termoselva2,8%

Potencia Firme del SEIN - Enero 2011

El total de Potencia Firme registrada en enero fue menor en 0,2% respecto al mes de diciembre; de los cuales 3 017,0 MW fueron hidráulicos, 3 275,6 MW térmicos y 11,1 MW renovables. Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron Edegel, Enersur y Electroperú con 23,2%, 16,4% y 15,7% respectivamente.

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

8 Operación del Sector Eléctrico

Potencia Firme y Potencia Disponible de las Centrales Hidroeléctricas

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

Hechos Relevantes

Potencia Firme y Potencia Disponible de los Grupos Térmicos

Hechos Relevantes Registrados en Enero en el SEIN

La potencia disponible de las centrales termoeléctricas está determinada por la potencia efectiva multiplicada por las horas disponibles de las unidades, dividida entre las horas totales del mes. El cuadro muestra la potencia disponible de las centrales térmicas que durante el mes de enero del 2011, tuvieron horas de indisponibilidad (programada o fortuita). Para el resto de centrales termoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva.

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

E-mail: / web: http://www2.osinerg.gob.pe postmaster.gart@osinerg.gob.pe

Empresa Potencia Firme (MW)Pot. Media en HP

(MW)Exceso (MW)

Déficit (MW)

% (*)

Celepsa 217,4 193,8 - 23,6 10,9%

Chinango 165,3 177,6 12,3 - 7,4%

E. Santa Cruz 4,5 11,1 6,6 - 146,7%

Edegel 552,7 506,4 - 46,3 8,4%

Egasa 175,1 116,7 - 58,4 33,4%

Egemsa 88,8 85,4 - 3,4 3,8%

Egenor 353,1 345,2 - 7,9 2,2%

Egesur 34,9 21,9 - 13,0 37,2%

Electroperú 886,0 761,0 - 125,0 14,1%

Enersur 136,8 131,9 - 4,9 3,6%

GEPSA 2,8 - - 2,8 100,0%

MAJA Energía 1,9 3,1 1,2 - 63,2%

S. M. Corona 19,6 18,6 - 1,0 5,1%

San Gabán 113,1 108,7 - 4,4 3,9%

SINERSA 7,6 2,2 - 5,4 71,1%

SN Power Perú 257,3 228,7 - 28,6 11,1%

TOTAL 3 017,0 2 712,2 - 304,8 10,1%

ESTATAL 1 302,4 1 104,8 - 197,6 15,2%

PRIVADA 1 714,6 1 607,4 - 107,2 6,3%

Potencia Firme vs Potencia Media de HP

MW

PF PM HP Desviaciones

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

E. S

anta

Cru

z

SIN

ER

SA

MA

JA E

nerg

ía

Ege

sur

Ega

sa

Ele

ctro

perú

SN

Pow

er P

erú

Cel

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Ede

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Chi

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o

S. M

. Cor

ona

San

Gab

án

Ege

msa

Ene

rsur

Ege

nor

GE

PS

A

Empresa Central UnidadPotencia Horas Man Horas Ind Tot Horas Tot Horas Potencia Potencia Exceso Déficit %

Efec.(MW) Programa Fortuita Indisp Disp Firme (MW) Disp.(MW) (MW) (MW) (*)

Egasa Chilina SULZER1 5,1 744,0 - 744,0 - 5,0 - - 5,0 -100,00%

Egasa Chilina TV 2 6,2 448,9 - 448,9 295,1 5,8 2,4 - 3,4 -58,80%

Egasa Chilina TV 3 9,9 360,0 - 360,0 384,0 9,4 5,2 - 4,2 -44,80%

Egasa Chilina TV 3 9,9 288,0 - 288,0 456,0 9,4 6,1 - 3,3 -35,30%

Egasa Mollendo MIR1 8,9 744,0 - 744,0 - 8,3 - - 8,3 -100,00%

Egenor Chiclayo Oeste GMT1 4,2 744,0 - 744,0 - 4,1 - - 4,1 -100,00%

Egenor Chiclayo Oeste GMT2 3,8 398,2 - 398,2 345,8 3,1 2,0 - 1,1 -36,00%

Egenor Chiclayo Oeste GMT3 2,5 744,0 - 744,0 - 2,1 - - 2,1 -100,00%

Egenor Chiclayo Oeste SULZER-2 4,5 744,0 - 744,0 - 4,2 - - 4,2 -100,00%

Egenor Chimbote CHIM3 19,3 408,0 - 408,0 336,0 19,2 9,0 - 10,2 -53,10%

Egenor Piura GMT1 4,0 570,4 - 570,4 173,6 3,5 1,10 - 2,4 -68,50%

Egenor Piura GMT2 3,7 175,5 - 175,5 568,5 3,1 2,7 - 0,4 -11,70%

Egesur Independencia IND2 5,7 312,0 - 312,0 432,0 5,5 3,3 2,2 -60,00%

Enersur Chilca TG3 194,2 243,8 - 243,8 500,2 191,3 129,8 - 61,6 -32,20%

Kallpa Kallpa TG1 174,4 335,9 - 335,9 408,1 173,6 95,40 - 78,1 -45,00%

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

Shougesa San Nicolás ONAN 1,2 231,3 - 231,3 512,7 1,2 0,8 - 0,4 -34,60%

Shougesa San Nicolás TV3 25,9 360,0 - 360,0 384,0 24,8 12,4 - 12,4 -50,00%

Empresa Central GrupoPotencia Efectiva

(MW)Inicio Final Motivo y Observaciones

Grupo Térmico

Egasa Chilina SULZER1 5,1 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Cambio de monoblock.

Egasa Chilina TV 2 6,2 01-01-11 00:00 19-01-11 16:55 Mantenimiento de bomba de vacío.

Egasa Chilina TV 3 9,9 04-01-11 00:00 19-01-11 00:00 Servicio de mantenimiento del hogar y cambio de material refractario del caldero.

Egasa Chilina TV 3 9,9 20-01-11 00:00 01-02-11 00:00 No opera por indisponibilidad de caldero

Egasa Mollendo MIR1 8,9 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 A la espera de la llegada de repuestos.

Egenor Chiclayo Oeste GMT1 4,2 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Mantenimiento electromecánico, GMT 01.

Egenor Chiclayo Oeste GMT2 3,8 01-01-11 00:00 17-01-11 14:10 Inspección culata UP 14, GMT 02.

Egenor Chiclayo Oeste GMT3 2,5 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Inspección unidades de potencia 6L Y 6R

Egenor Chiclayo Oeste SULZER-2 4,5 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Rectificado muñón de biela UP 1L Y 1R SULZER 02.

Egenor Chimbote CHIM3 19,3 15-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Monitoreo de vibraciones cojinete No. 1

Egenor Piura GMT1 4,0 01-01-11 00:00 24-01-11 18:25 Inspección sistemas de refrigeración.

Egenor Piura GMT2 3,7 24-01-11 16:30 01-02-11 00:00 Cambio de culata UP 08, GMT 02.

Egesur Independencia IND2 5,7 19-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Unidad G2 de la CT. Independencia en espera de adquisición de repuestos (Sensores)

Electroperú Yarinacocha CENTRAL 24,5 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Mantenimiento mayor - según comunicación - Carta Electro Ucayali/G-1671-2010 del 02.08.2010

Enersur Chilca TG3 194,2 15-01-11 06:00 25-01-11 09:47 Inspección de 8333 EBH

Kallpa Kallpa TG1 174,4 18-01-11 00:07 01-02-11 00:00 Adecuación de chimenea para ciclo combinado

San Gabán Bellavista MAN 1 1,7 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00 En espera de mantenimiento mayor

Shougesa San Nicolás ONAN 1,2 10-01-11 00:00 19-01-11 15:19 Mantenimiento anual

Shougesa San Nicolás TV3 25,9 17-01-11 00:00 01-02-11 00:00 Mantenimiento anual

Grupo Hidráulico

E. Santa Cruz Santa Cruz G1 3,3 01-01-11 00:00 09-01-11 00:00 Mantenimiento del alternador del G1 CH SC I

Egasa Charcani V G2 46,6 01-01-11 00:00 01-02-11 00:00Cambio de junta Nomex y reapriete cuñas radiales del estator, reparación de cabezas de bobina y aislamiento del generador

Electroperú Mantaro G2 100,0 04-01-11 06:01 20-01-11 18:46 Mantenimiento mayor: cambio de sistema de excitación por ABB

Otros

Electroperú Trujillo Emergencia CENTRAL 60,0 01-01-11 00:00 19-01-11 00:00 Fuera de operación comercial por vencimiento del alquiler

Electroperú Trujillo Emergencia CENTRAL 60,0 19-01-11 00:00 Entrada en operación comercial por renovación de alquiler hasta julio 2011

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

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