SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS: AVANCE PRIMER SEMESTRE 2011

Transcripción

1 SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS: AVANCE PRIMER SEMESTRE 2011 GERENCIA DE ELECTRICIDAD DICIEMBRE, 2011 SAN SALVADOR, EL SALVADOR C.A.

2 PRESENTACIÓN De conformidad al Art. 5 de la Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), es atribución de la misma, publicar semestralmente la información estadística de los sectores de electricidad y telecomunicaciones. Con el objeto de darle cumplimiento a dicha disposición legal, la Gerencia de Electricidad de SIGET pone a disposición el avance de las estadísticas correspondientes al Primer Semestre de 2011, en el cual se presentan los datos más relevantes de los operadores e instituciones vinculados a este sector. En la primera parte del documento se desarrolla una descripción del comportamiento del mercado eléctrico y en la segunda parte se presentan las estadísticas más importantes del mercado mayorista y minorista del país. Agradecemos a todos los Operadores del sector que nos han facilitado la información necesaria para la elaboración de este informe. 2

3 ÍNDICE DE GENERAL Título Página PRESENTACIÓN 2 ÍNDICE GENERAL 3 ÍNDICE DE CUADROS 4 ÍNDICE DE GRAFICAS 6 JUNTA DE DIRECTORES DE SIGET 7 GLOSARIO DE TERMINOS 8 ABREVIATURAS Y SIGNOS CONVENCIONALES 11 EMPRESAS GENERADORAS Y COGENERADORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A JUNIO DE EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A JUNIO DE EMPRESAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A JUNIO DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A JUNIO DE GRANDES CLIENTES CONECTADOS A LA RED DE 115kV A JUNIO DE ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 13 ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELÉCTRICO 13 RESUMEN EJECUTIVO 14 CUADROS Y GRAFICAS 38 PRINCIPALES ACUERDOS EMITIDOS POR SIGET DURANTE EL PRIMER SEMESTRE

4 ÍNDICE DE CUADROS Página Cuadro CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DEL MERCADO MAYORISTA AL 30 DE JUNIO DE GENERACIÓN DEL SISTEMA MAYORISTA NACIONAL 40 2 INYECCIONES POR OPERADOR 41 3 INYECCIÓN, DEMANDA Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA 42 4 DEMANDA MÁXIMA Y MÍNIMA NETA MENSUAL 42 5 INYECCIONES POR RECURSO Y CENTRAL GENERADORA DEMANDA MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO MAYORISTA 44 7 ENERGÍA NO SERVIDA 46 8 NÚMERO DE INTERRUPCIONES POR MOTIVO, PRIMER SEMESTRE RETIRO DE ENERGÍA POR NODO, ENERO-JUNIO CAPACIDAD INSTALADA DE GENERADORES NO MAYORISTAS, AL 30 DE JUNIO DE CAPACIDAD INSTALADA TOTAL NACIONAL, AL 30 DE JUNIO DE GENERACIÓN DE PEQUEÑAS CENTRALES EN EL MERCADO MINORISTA NACIONAL

5 NÚMERO DE CLIENTES POR DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, PRIMER SEMESTRE DE CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA, POR DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, RIMER SEMESTRE PRECIO PROMEDIO AL CONSUMIDOR FINAL POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, PRIMER SEMESTRE PRECIOS PROMEDIOS POR TIPO DE TARIFA ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES, ENERO-JUNIO POTENCIA ELÉCTRICA CONTRATADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, ENERO-JUNIO POTENCIA ELÉCTRICA REGISTRADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, ENERO-JUNIO POTENCIA ELÉCTRICA FACTURADA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, ENERO-JUNIO IMPORTACIÓN Y COMPRAS DE ENERGÍA DE LOS COMERCIALIZADORES TARIFAS ELECTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 1 DE ENERO DE TARIFAS ELECTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 12 DE ENERO DE TARIFAS ELECTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 12 DE ABRIL DE PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN POR EMPRESA DISTRIBUIDORA ENERO JUNIO

6 ÍNDICE DE GRÁFICAS Página Gráfica CAPACIDAD INSTALADA POR CENTRAL AL 30 DE JUNIO DE INYECCIONES, DEMANDA Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA, ENERO-JUNIO INYECCIÓN SEMESTRAL POR RECURSO, ENERO-JUNIO DE DEMANDA MENSUAL EN EL MERCADO MAYORISTA, ENERO-JUNIO PRECIOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA, ENERO-JUNIO PRECIOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA, ENERO-JUNIO ENERGÍA NO SERVIDA, PERÍODO: ENERO-JUNIO CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA 78 8 TOTAL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA 78 9 PRECIOS PROMEDIOS A LOS USUARIOS FINALES, SIN SUBSIDIO

7 JUNTA DE DIRECTORES AL 30 DE JUNIO DE 2010 Presidencia de la República Doctor Luis Eduardo Méndez M. Director Presidente Gremiales del Sector Privado Ingeniero Waldo Humberto Jiménez Rivas Ingeniero Alonso Valdemar Saravia Mendoza Director Propietario Director Suplente Corte Suprema de Justicia Licenciada Rebeca Atanacio de Basagoitia Licenciada Flor de María Carballo Montoya Directora Propietaria Directora Suplente 7

8 8

9 ALTA TENSIÓN: Voltaje igual o superior a 115 kv GLOSARIO DE TÉRMINOS BAJA TENSIÓN: Voltaje igual o inferior a 600 Voltios. CAPACIDAD DISPONIBLE: Es la potencia eléctrica que realmente es capaz de suministrar una máquina o central generadora en un momento determinado. CAPACIDAD INSTALADA: Es la potencia eléctrica de los equipos generadores tal y como se especifica por el fabricante en los datos de placa. CENTRAL GENERADORA: Es el conjunto de equipos utilizados directa e indirectamente para la generación de energía eléctrica, incluidos los edificios y obras civiles necesarias. COMERCIALIZADOR: Es la entidad que compra la energía eléctrica a otros operadores con el objeto de revenderla. CONEXIÓN: Es el enlace que permite a un usuario final recibir energía eléctrica de una red de transmisión o distribución. CONSUMO PROPIO: Es la diferencia entre la generación bruta más cualquier aporte exterior y la energía neta salida de la central. CONSUMO TOTAL: Es el total de la energía eléctrica suministrada por empresas de servicio público o privado al consumidor final, durante un período determinado. DEMANDA MÁXIMA: Es el valor máximo constatado de la suma de las demandas simultáneas ocurridas en las centrales de la empresa y en los puntos de compras, si los hubiere, en un período determinado. DEMANDA NETA NACIONAL: Es el total de energía demandada por el país a nivel mayorista, incluyendo las pérdidas en transmisión y distribución. DISTRIBUIDOR: Es la entidad poseedora y operadora de instalaciones, cuya finalidad es la entrega de energía eléctrica en redes de media y baja tensión. ENERGÍA INYECTADA: Aquella que un operador entrega a la red o que ingresa a la red a través de una interconexión. ENERGÍA RETIRADA DE LA RED: Aquella que un operador retira de la red o que es extraída de la red a través de una interconexión. FACTOR DE UTILIZACIÓN: Es la relación porcentual entre la energía realmente producida por una central generadora y el máximo posible, en un lapso de tiempo determinado. GENERACIÓN BRUTA: Es la energía medida en las terminales de salida de los generadores de la central, incluye la energía suministrada a los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores de la subestación de salida de la central generadora, en el caso de que existan. GENERACIÓN MAYORISTA NACIONAL: Es el total de energía eléctrica producida en el país, con fines comerciales a nivel mayorista. GENERACIÓN NETA: Es la energía medida en las barras colectoras de la central, a la entrada de las líneas de transmisión hacia los centros de consumo. GENERADOR: Es la entidad poseedora de una o más centrales de producción de energía eléctrica, que comercializa su producción en forma total o parcial. 9

10 INTERCONEXIÓN: Es el enlace que permite a dos operadores la transferencia de energía eléctrica entre sus instalaciones. LINEA DE TRANSMISIÓN: Línea eléctrica que sirve para transportar electricidad desde una fuente generadora a un punto de distribución del sistema, en un nivel de tensión igual o mayor que 115 kv. MEDIA TENSIÓN: Voltaje superior a 600 V. e inferior a 115 kv. MERCADO DE CONTRATOS: Mercado de energía eléctrica a futuro, despachado por la Unidad de Transacciones y convenido entre operadores en forma independiente de aquella. MERCADO MAYORISTA: Mercado de energía eléctrica operado por la Unidad de Transacciones y compuesto por el Mercado de Contratos y el Mercado Regulador del Sistema. MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA (MRS): Mercado de energía eléctrica de corto plazo, que tiene como objetivo equilibrar la oferta y la demanda. OPERADOR: Es cualquier entidad generadora, transmisora, distribuidora o comercializadora de energía eléctrica. PERDIDAS EN TRANSMISIÓN: Diferencia entre la energía o potencia neta de entrada al sistema de transmisión y la salida de dicho sistema. PERDIDAS DE DISTRIBUCIÓN: Diferencia entre la energía o potencia neta de entrada al sistema de distribución y la salida de dicho sistema. PRECIO SPOT: Precio horario de energía eléctrica en el Mercado Regulador del Sistema (MRS). SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: Es el conjunto integrado de equipos de transporte de energía eléctrica en media y baja tensión. Está formado por los circuitos que se inician en la subestación de distribución y suministran energía a los transformadores de distribución. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA: Es el formado por los circuitos que se inician en el transformador de distribución y suministran energía al consumidor. SISTEMA DE TRANSMISIÓN: Es el conjunto integrado de equipos de transporte de energía eléctrica en alta tensión. Está conformado por el conjunto de líneas que se inicia en la salida de las plantas generadoras o puntos de entrega de energía y termina en barras de entrada de las subestaciones de potencia para distribución; para el sistema nacional los voltajes utilizados son 115 kv y 230 kv. SUBESTACIÓN: Es el conjunto de equipos instalados en un lugar, y las obras civiles en el mismo, para la conversión, transformación o control de la energía eléctrica, y para la conexión entre dos o más circuitos. TENSIONES ELÉCTRICAS O VOLTAJES PRIMARIO Y SECUNDARIO: El voltaje del circuito que alimenta al transformador se denomina primario; para diferenciarlo del voltaje de salida denominado voltaje secundario. TRANSMISOR: Es la entidad poseedora de instalaciones destinadas al transporte de energía eléctrica en redes de alta tensión, que comercializa sus servicios. USUARIO FINAL: Es quien compra la energía eléctrica para uso propio. 10

11 ABREVIATURAS Y SIGNOS CONVENCIONALES Asterisco, Letra(s) y / o número entre paréntesis a una cifra titular, indica nota de pie. Cifra(s) entre paréntesis o precedidas por un guión, son negativas. ND: En un espacio en blanco, indica información no disponible. (.): Punto antes o entre cifras de izquierda a derecha, indica fracciones. (-): Indica una cantidad o valor nulo (igual a cero). (0.0): Indica cifra insuficiente para incorporarla a la unidad escogida. MCM: EQUIVALENCIAS: Mil Circular Mils. 1 kw: Kilovatio = caballo de fuerza (HP). 1 MW: Megavatio = 1,000 kw. 1 kwh: Kilovatio-hora = energía producida por un kw mantenido durante una hora. 1 MWh: Megavatio-hora = 1,000 kwh. 1 GWh: Gigavatio-hora = 1,000,000 kwh. 1 TWh: Teravatio-hora = 1,000,000,000 kwh. 1 kv: Kilovoltio = 1,000 Voltios. 1 kva: Kilovoltio-Amperio = Potencia aparente producida por 1,000 V. cuando hacen circular un amperio de corriente. 1 MVA: Megavoltio-Amperio = 1,000,000 Voltio-Amperio. EMPRESAS GENERADORAS Y COGENERADORAS DE ENERGIA ELÉCTRICA A JUNIO DE 2011 CASSA: CECSA: CEL: CESSA: De Matheu: DUKE: Egi Holdco: El Ángel: EB: Compañía Azucarera Salvadoreña, S.A. de C.V. (Cogenerador) Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A. Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa. Cemento de El Salvador, S.A. de C.V. (Cogenerador) Hidroeléctrica Sociedad De Matheu y Cía. de C.V. DUKE Energy International, El Salvador. Egi Holdco El Salvador Ingenio El Ángel, S.A. de C.V. (Cogenerador) Energía Boreales 11

12 GECSA: Hilcasa: INE: La Cabaña: LaGeo: Nejapa: Papaloate: Sensunapán: Textufil: Generadora Eléctrica Central, S.A. de C.V. Hilcasa Energy Inversiones Energéticas, S.A. de C.V. Ingenio La Cabaña, S.A. de C.V. (Cogenerador) LaGeo, S.A. de C.V. Nejapa Power Company, LLC. Central Hidroeléctrica Papaloate. Sociedad Hidroeléctrica Sensunapán, S.A. de C.V. Textufil, S.A. de C.V. (Cogenerador) EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGIA ELECTRICA A JUNIO DE 2011 ETESAL: Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. EMPRESAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGIA ELECTRICA A JUNIO DE 2011 ABRUZZO: ACAEM: ACERO: ADESCOLAB: CECAM: CEL : CENERGICA: CENER: CONCARLOS: CONEC-ES: DUKE: ECOLOGICA: EXCELERGY: HASGAR: LaGeo: LYNX: ABRUZZO, S.A. de C.V. Asociación Cooperativa de Aprovisionamiento Servicios Eléctricos de Morazán de R.L. ACERO, S.A. de C.V. Asociación de Desarrollo Comunal Colonia La Barra. Cutuco Energy Central América Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa, comercializadora. Compañía de Energía de Centroamérica, S.A. de C.V. Comercio de Energía Regional Inversiones Concarlos, S.A. de C.V. Conexión Energética Centroamericana El Salvador, S.A. de C.V. Duke Energy Interantional Comercializadota de El Salvador, S.A. de C.V. ECOLOGICA, S.A. de C.V. Excelergy, S.A. de C.V. HASGAR, S.A. de C.V. LaGeo, S.A. de C.V. LYNX, S.A. de C.V. 12

13 Mercados Eléctricos: ORIGEM: POLIWATT: POWERCOM: SEC: Mercados Eléctricos, S.A. de C.V. ORIGEM, S.A. de C.V. POLIWATT Sucursal El Salvador, Ltda. POWERCOM, S.A. de C.V. Servicios Eléctricos Comerciales, S.A. de C.V. EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA A JUNIO DE 2011 ABRUZZO: AES-CLESA: B & D: CAESS: DELSUR: DEUSEM: EDESAL: EEO: ABRUZZO Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana y Cía. S en C. de C.V. B & D Servicios Técnicos, S.A. de C.V. Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador, S.A. de C.V. Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. de C.V. Distribuidora Eléctrica de Usulután, Sociedad de Economía Mixta. Empresa Distribuidora Eléctrica Salvadoreña, S.A. de C.V. Empresa Eléctrica de Oriente, S.A. de C.V. GRANDES CLIENTES CONECTADOS A LA RED DE 115 kv (OPERANDO EN EL MERCADO MAYORISTA) A JUNIO DE 2011 ANDA: INVINTER: Asociación Nacional de Acueductos y Alcantarillados Inversiones Intercontinentales, S.A. de C.V. (Antes SICEPASA) ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA UT: Unidad de Transacciones, S.A. de C.V. ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELECTRICO SIGET: Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones. 13

14 14

15 1. COMPORTAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO SALVADOREÑO 1.1 HECHOS IMPORTANTES Los hechos relevantes ocurridos en el sector eléctrico durante el primer semestre del año 2011, se destallan en los cinco apartados siguientes. En el primero se resaltan las actividades realizadas por la SIGET, a través de la Gerencia de Electricidad; en el segundo se detallan los aspectos relacionados con la administración del mercado mayorista; en el tercero, se listan los acontecimientos notificados por los distintos generadores; El cuarto, contiene los hechos informados por la empresa de transmisión y finalmente, se presentan los sucesos reportados por las empresas de distribución Actividades relevantes de la Gerencia de Electricidad. Las acciones de la Gerencia de Electricidad durante el primer semestre del año 2011, se orientaron en función de los objetivos plasmados en el Art. 2 de la Ley General de Electricidad, los cuales se refieren al desarrollo de un mercado competitivo, apoyo al libre acceso de las entidades generadoras a las instalaciones de transmisión y distribución, promoción del uso racional y eficiente de los recursos, fomento al acceso al suministro de energía eléctrica para todos los sectores de la población y protección de los derechos de los usuarios y entidades que operan en el sector. En concordancia con los objetivos anteriores, la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones a través de la Gerencia de Electricidad ha desarrollado diversas actividades, de las cuales a continuación se presenta un resumen: Se ha desarrollado un monitoreo permanente del Mercado Mayorista de Electricidad, efectuando una constante evaluación de las reglas que rigen ese mercado, dando seguimiento a diversas variables del mismo; relacionadas con los precios, las ofertas, las inyecciones y demanda en dicho mercado. Un hecho muy importante es la aprobación del Reglamento de Operación Basado en Costos de Producción proceso que contó con la colaboración del sector eléctrico en general, y especialmente el decidido apoyo de la Unidad de Transacciones (UT). Este reglamento es la herramienta de despacho de la generación con la que se logra mayor transparencia en el mercado mayorista y con la cual se busca atraer más inversiones en plantas generadoras. 15

16 Por otra parte, se aprobaron las bases de licitación para el proceso de libre concurrencia correspondiente a 350 MW de potencia y su energía asociada, para el suministro de energía eléctrica con contratos de largo plazo por 15 años, que entrará en operación en julio del año 2016, actividad que permitirá la instalación en El Salvador de nueva capacidad de generación para garantizar los requerimientos de la demanda de energía eléctrica. Asimismo, se llevaron a cabo diferentes reuniones de promoción de esta licitación, con inversionistas interesados en este tipo de contratos, y con la Banca. Adicionalmente, se desarrolló el proceso de libre concurrencia en el que se licitaron 454 MW de potencia y su energía asociada, para establecer contratos de largo plazo por períodos entre 2 y 3 años con generadores instalados actualmente en El Salvador. Como resultado de este proceso, se suscribieron los respectivos contratos entre las empresas distribuidoras y los generadores que salieron adjudicados en dicha licitación, los cuales se encuentran vigentes en este momento. Con el propósito de beneficiar a más familias salvadoreñas con el suministro de energía eléctrica, se otorgó la concesión a SABES para el desarrollo del proyecto hidroeléctrico El Calambre, el cual beneficiará a 40 familias del Caserío La Joya, Cantón Casa Blanca, Municipio de Perquín. Asimismo, se otorgó la concesión a la CEL para la ampliación en 80 MW de potencia en la Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre. En cumplimiento del Art. 5 de la Ley de Incentivos Fiscales para el Fomento de las Energías Renovables se emitió la certificación del Proyecto Geotérmico San Vicente, para aplicar a los incentivos establecidos en dicha ley. En materia de protección de los derechos de los usuarios finales, se han realizado diversas auditorías orientadas a la verificación de la ejecución de los planes de inversión de las empresas distribuidoras, revisión de los procesos de facturación y del manejo del subsidio para usuarios residenciales hasta 300 kwh; así como, analizar la ejecución presupuestaria de la Empresa Transmisora y la Unidad de Transacciones Administración del Mercado Mayorista. La Unidad de Transacciones (UT) es la entidad responsable de la operación del Sistema de Transmisión, así como de asegurar la calidad del suministro y administrar el mercado mayorista de 16

17 energía eléctrica, dicha entidad ha reportado los siguientes hechos importantes ocurridos durante el primer semestre de 2010: Mediante el Acuerdo Nº 37-E-2011 se fijó en 6.84 US$/kW-mes para los contratos de largo plazo en procesos de libre concurrencia para el período comprendido del 01 de enero al 31 de diciembre 2011; asimismo, mediante los Acuerdos Nº 120-E-2011, 134-E-2011 y 198-E-2011 se aprobaron modificaciones al Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista (ROTSMM) que incluían modificaciones en el Manejo de los fondos transitorios de liquidación Generación Los Generadores que participan en el mercado mayorista son la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), Duke Energy International, LaGeo, Nejapa Power Company, Cemento de El Salvador, Inversiones Energéticas, Textufil, Generadora Eléctrica Central, Energía Boreales, Hilcasa Energy, Compañía Azucarera Salvadoreña, Ingenio El Ángel e Ingenio La Cabaña. A continuación se listan los hechos relevantes reportados en el mercado de generación: Los logros reportados por CEL para el período enero junio de 2011 se enmarcan en los temas de Generación y participación de mercado, Gestión de Proyectos y Cooperación Técnica y Gestión de Financiamiento de Proyectos. 1. En el área de generación se destaca la participación en el total de inyecciones representando el cerca del 22.2%. La administración eficiente del agua almacenada en los embalses de Guajoyo y Cerrón Grande, al final de la época húmeda del año 2010, permitió que al inicio de 2011 el nivel de estos embalses estuviera dentro de lo programado, permitiendo el uso óptimo del recurso a lo largo de la época seca, la cual se prolongó hasta mediados del mes de junio. No obstante, se logró optimizar el uso del recurso garantizando la disponibilidad de generación hidroeléctrica hasta la llegada del inverno. 2. El precio promedio de venta al MRS de la generación hidroeléctrica durante el período enero junio fue de US$ 91.98/MWh. 3. Hubo un retraso físico en la ejecución del contrato de construcción de la Central Hidroeléctrica El Chaparral, reportando un avance de 25.7% a mayo de 2011; situación que influyó en otras obras de construcción como la Línea de Transmisión a 115 kv El Chaparral 15 de Septiembre. 17

18 4. Se desarrolló un análisis de remoción del umbral y apoyo en el proceso de contratación para la instalación de la tercera unidad en la casa de máquinas de la Central Hidroeléctrica Cerrón Grande. 5. Se realizó el pago de la segunda etapa, actualización del diseño y especificaciones técnicas, elaboración de los estudios eléctricos y el estudio de impacto ambiental, del proyecto de expansión de la Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre. 6. CEL gestionó ante el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) una prorroga en el plazo para los desembolsos de las donaciones, relacionadas con el proyecto hidroeléctrico en el Río Paz, logrando una extensión de seis meses. 7. El 24 de enero de 2011, se emitió la Orden de Inicio de los servicios de consultoría para identificar sitios con potencial para la instalación de pequeñas centrales hidroeléctricas, proyecto ejecutado por la empresa IBERINSA, sucursal El Salvador. 8. El 3 de marzo de 2011 se aceptó el informe final presentado por el Instituto Meteorológico de Finlandia (FMI), referente a las mediciones de viento realizadas hasta junio de No obstante, dichas mediciones se continúan realizando en las torres instaladas en la zona de Metapán, en los sitios Casitas, La Barra y Matalapa. Asmismo, en junio de 2011 se aprobó el informe final de los estudios de viabilidad de los parques eólicos de Metapán y San Isidro. 9. Modificación del convenio de Cooperación Científica y Tecnológica UCA-CEL, educiendo los recursos destinados a la revisión del marco legal y regulatorio salvadoreño. Por otra parte, se ha realizado el monitoreo y análisis de datos del generador solar fotovoltaico de kwp instalado en la azotea del edificio de CEL, cuya generación representa aproximadamente el 4.1% del consumo del edificio. 10. Con fecha 11 de marzo de 2011 se recibió el informe de inicio relacionado con el estudio de factibilidad para la planta fotovoltaica de 5 MWp. Además, se recibió la información respecto a los estudios geológicos y visitas de campo realizadas a las centrales hidroeléctricas Guajoyo y 15 de Septiembre. 11. Se obtuvo la aprobación de recursos financieros no reembolsables por un monto de seis millones de Euros, para el financiamiento del proyecto de expansión de la Central Hidroeléctrica 5 de Noviembre. Asimismo, el Directorio del BCIE aprobó un préstamo por US$ 57.5 millones y 18

19 en febrero de 2011 el KfW de Alemania también aprobó US$ 57.5 millones, para completar el financiamiento necesario para el proyecto. 12. Se autorizó la suscripción de una intervención de cooperación con la Fundación Agustín Betancourt (FAB) de España, para realizar el estudio de evaluación del oleaje y la energía asociada en la costa de El Salvador. 13. Se suscribió un acuerdo de cooperación con GIZ para apoyar la estructuración de procesos para el desarrollo e implementación de proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables (eólico y biogás) y eficiencia energética. LaGeo en su calidad de concesionario y que posee el derecho de explotar el recurso geotérmico reporta entre los hechos relevantes en la Central Geotérmica de Ahuachapán: a) Instalación de grúa giratoria en sala de máquinas y grúa de puente en reinyección total, b) adquisición de interruptores de 4.16 kv, c) en la unidad 3 se instaló un nuevo sistema de control distribuido, un sistema de detección de incendios en la torre de enfriamiento y se sustituyeron las aspas de los ventiladores. Por otra parte, en la Central Geotérmica de Berlín de destaca: a) sustitución del sistema de control contra detección y supresión de incendios en la sala de control, b) instalación de sistema de extinción de incendios en sótano de cables de las unidades 1 y 2, c) Obras de mitigación de riesgo y d) estabilización de taludes y plataformas Sistema de Transmisión La transmisión de energía en alta tensión es desarrollada por la Empresa Transmisora de El Salvador, quien tiene además la responsabilidad de elaborar el planeamiento de la expansión, la construcción de nuevas ampliaciones y refuerzos de la red de transmisión, así como el mantenimiento de la misma. Atendiendo a dicha responsabilidad, a continuación se describen los hechos relevantes relacionados con la actividad de transmisión: 1. Durante el primer semestre de 2011 se reportan 21 contingencias en las líneas del sistema de transmisión y 10 en las subestaciones del sistema, ambas causas generaron interrupciones con una duración total de horas. 19

20 2. Como parte de las mejoras en la red de transmisión se reporta la sustitución del transformador Nº 1 Osaka 110/46-23 kv, 30/40/50 MVA por un ABB 110/46-23 kv, 30/40/50 MVA en la subestación de Soyapango Mercado de Distribución La actividad de distribución en El Salvador la realizan DELSUR, S.A. de C.V.; EDESAL, S.A. de C.V.; B&D, Servicios Técnicos; ABRUZZO y el Grupo AES El Salvador, conformado por las empresas distribuidoras CAESS, S.A. de C.V.; AES-CLESA, S. en C. de C.V.; EEO, S.A. de C.V. y DEUSEM, S.A. de C.V. Los hechos relevantes en este segmento del mercado eléctrico se detallan a continuación: Grupo AES El Salvador Los reportes de hechos relevantes presentados por las empresas del grupo AES destacan dos esferas de acción, en primer lugar el área comercial y en segundo lugar el área de distribución. La gestión comercial se enfocó en mejorar la atención y la resolución de las necesidades de los clientes y en el área de distribución se ha trabajado en tareas de mantenimiento de subestaciones y la mejora en los equipos de comunicación. A continuación se refleja un detalle de los hechos reportados en este segmento del mercado: La gestión comercial ha estado orientada a temas como Atención al cliente, Lectura y notificación, Cobros e ingresos y Grandes clientes, destacándose las siguientes actividades: 1. Durante el primer semestre se reporta la contratación de 4,341 nuevos servicios de los cuales aproximadamente el 95% corresponde a servicios conectados en el marco de la alianza público privada entre Fomilenio y AES El Salvador, el resto se conectaron en las redes existentes. Por otra parte, el 47.0 % se ubican en la zona de influencia de EEO, 43.8 % en la zona de CAESS y 9.2 % en la zona de AES CLESA. 2. Como parte del plan de mejora en la satisfacción del cliente se han realizado actividades de orientación en temas de ahorro de energía, seguridad, subsidio y lectura de medidores, para ello se han ejecutado programas de visitas a centros escolares, alcaldías municipales y estaciones de radio; envíos de correos electrónicos, asesorías de servicio y visitas casa por casa. 20

21 3. CAESS reporta como parte de las mejoras en beneficio de los clientes, el traslado de la agencia de Soyapango y la mejora de imagen en la agencia de Cojutepeque. Asimismo, se destaca el trabajo realizado a través de la oficina móvil, facilitando el pago del servicio, el desarrollo de charlas en comunidades y escuelas y la distribución de información importante y consejos de ahorro de energía y seguridad. Así como, el aumento de personal en el call center y el envío de folletería en las cartas de respuesta a los clientes. 4. Para mejorar las tareas de lectura y notificación se han desarrollado programas de capacitación para inspectores, lectores y notificadores, así como reuniones mensuales con los mismos. Por otra parte, se efectuó un reordenamiento de rutas y la incorporación de nuevas terminales portátiles de lectura. 5. En el tema de cobros e ingresos se trabajó en la mejora de los medios de transmisión de datos con distintas entidades financieras, se firmaron convenios de colecturía con FEDECASES y las cajas de crédito de Sesuntepeque y Cojutepeque, se incorporaron 76 agencias de Superselectos y 44 farmacias Meykos como puntos express. 6. En el área de grandes clientes se destaca el desarrollo del plan de visitas personalizadas a clientes ubicados en las tarifas de medianas y grandes demandas, asesorándolos en temas relacionados con procedimientos para atención de interrupciones y registro de reclamos, asesoría sobre uso eficiente de la energía mediante al análisis de curvas típicas de carga, derechos y deberes de los usuraos, etc. 7. La Empresa Eléctrica de Oriente y DEUSEM, destacan el trabajo realizado en coordinación con las alcaldías para la conexión de proyectos de electrificación rural, beneficiando comunidades de los municipios de Yamabal, San Simón, Ciudad Barrios y Pasaquina. 8. En coordinación con la Cámara de Comercio e Industria de El Salvador se patrocinó el evento Eficiencia Energética para la Industria y el Comercio. 9. Como parte de las actividades de mantenimiento en el sistema de distribución se reporta el mantenimiento preventivo de 56 subestaciones de potencia, 14 en el área de influencia de CAESS, 19 en CLESA, 20 en EEO y 3 en DEUSEM. Por otra parte, se destaca la realización de análisis termográfico en 60 subestaciones de potencia, 14 pertenecientes a CAESS, 23 a CLESA, 19 a EEO y 4 DEUSEM, y el análisis de gases disueltos en el aceite dieléctrico de transformadores de potencia de las subestaciones Central, Ilobasco, Moserrat y Sesuntepeque, 21

22 pertenecientes a CAESS; Lourdes, Acajutla, San Juan, Export Salava, Santa Isabel y Bululú, pertenecientes a Aes Clesa; Miraflores, Ciudad Barrios, Chapeltique, Anamoros, Agua Zarca y Moncagua, en la zona de influencia de EEO y Usulután en la zona de Deusem. 10. Finalmente se reportan las actividades realizadas como parte de la protección y sistema Scada, entre las que se destacan las mejoras en los equipos telecontrolados de comunicación y de protección en la red de distribución, así como, el mantenimiento preventivo de equipos telecontrolados de la red. DELSUR Como parte de los hechos relevantes reportados por del sur se destaca el cambio de propiedad de la empresa hecho registrado en febrero de 2011, cuando DELSUR fue adquirida por Empresas Públicas de Medellín EMP-, concretando la compra del 86.41% de las acciones de la empresa. Por otra parte, el pasado 15 de junio tuvo lugar la segunda reunión informativa sobre el proceso de licitación para la contratación de 350 MW de potencia y su energía asociada, a un plazo de 15 años a partir de julio de 2016 con la asistencia de un centenar de personas interesadas el proceso. En esta actividad estuvieron presentes los titulares de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), el Dr. Luis Méndez; y de PROESA, el Lic. Mariano Olazábal. Así también asistieron el Gerente General de la Unidad de Transacciones, Ing. Luis González; y el Coordinador de Proyectos de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), Ing. Carlos Iraheta; y representantes de las empresas distribuidoras de energía. Esta segunda reunión informativa, al igual que la primera, realizada el 20 de mayo pasado, tuvo por objeto exponer los lineamientos de la Política Energética Nacional, el marco regulatorio para la compra venta de energía, las perspectivas de financiamiento y las generalidades del suministro a licitar, así como responder preguntas de los interesados. De igual manera, el Gerente General de DELSUR, Ing. Roberto González, dio a conocer en primicia la participación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en el proceso de licitación, mediante la puesta a disposición de créditos para los posibles inversionistas de hasta el 40% del total de la inversión. 22

23 Parte muy importante de la gestión de DELSUR se orientó a realizar una mejora constante en la calidad, asegurando la continuidad y eficiencia en el servicio; para ello han realizado actividades tendientes a mejorar la calidad del servicio, asimismo, se han realizado inversiones para el mantenimiento en redes y subestaciones y programas de mejora en la gestión comercial. A continuación se presenta un detalle de las actividades realizadas: 1. Durante el primer semestre del año 2011, DELSUR, con el objetivo de realizar mejoras continuas en la calidad del servicio y satisfacer el crecimiento de la demanda, ha desarrollado inversiones en el área de distribución de aproximadamente $1.3 millones de dólares. De este total, resaltan los proyectos destinados al aumento de capacidad de distribución (46%), mejoramiento de la calidad del servicio (41%) y reemplazo de activos de distribución (13%), que suman aproximadamente $1.2 Millones de Dólares. El detalle de proyectos incluidos dentro de estas categorías de inversión es el siguiente: 2. Se realizaron obras de mejora de voltaje y normalización de redes a clientes en diferentes puntos de la zona de operación de DELSUR para garantizar que los niveles de voltaje se encuentren dentro de los límites exigidos en la normativa vigente emitida por SIGET. 23

24 Se ha ejecutado un total de 22 proyectos ubicados en los municipios de San Juan Nonualco, San Juan Opico, San Pablo Tacachico, San Pedro Masahuat, San Rafael Obrajuelo, Santiago Nonualco, Santiago Texacuangos, Santo Tomás, entre otros. 3. En el año 2011 está programada la repotenciación de tres subestaciones de potencia: Santo Tomas 3-5MVA, Melara 20-26MVA y Lourdes 10-14MVA, con transformadores nuevos, y Masajapa y Los Blancos con los transformadores removidos. Con el objeto de preparar el montaje de estos equipos, en el primer semestre se ha efectuado la revisión de especificaciones técnicas, planos de diseño y control de los transformadores de potencia, desarrollo y actualización de planos de obra electromecánica y civil de las subestaciones donde se van a instalar dichos equipos. También está programada la implementación de protección diferencial en las subestaciones de Olocuilta y Los Blancos. Respecto a este proyecto, en el primer semestre del año se realizaron actividades relacionadas con la actualización y revisión de especificaciones técnicas, solicitud de equipos y materiales, aprobación de ofertas técnicas para compra de equipos, desarrollo de planos de control y actualización de planos de obra electromecánica y civil de tales subestaciones. 4. Haciendo uso de la tecnología GPS se realizó la campaña de relevamiento de redes de distribución fuera de estándar, con el propósito tener la asociación cliente red, así como también la actualización de bases de datos BDI. 5. Entre las actividades de mantenimiento de líneas se reportan: a) cambio e instalación de equipo seccionalizador SW sobre calle Chiltiupan en Ciudad Merliot, b) mantenimiento de líneas compactas en Boulevard Costa del Sol, circuito a 46 kv, c) mantenimiento preventivo en el circuito a nivel de 46 Kv y el circuito 142 a nivel de 13.2 desde la subestación Los Blancos, sectores de la Costa del Sol Playa san Marcelino, incluyendo el cambio de postes deteriorados por el salitre, siliconado de aislación y revisión de circuitos punto a punto, d) Cambio poste en doble circuito a 23 kv con líneas vivas en calle del Puerto de La Libertad a San salvador, e) cambio de postes deteriorados por la antigüedad, revisión de circuito y Kv, para efectuar el cambio de aislación dañada y cambio de cortacircuitos, f) mantenimiento de reguladores de voltaje en carretera del Puerto de La Libertad a San Salvador, g) Cambio de conductor secundario en la calle Dr. Miguel Tomás Molina, 3ª y 5ª avenida norte, 24

25 en Zacatecoluca, h) Cambio de postes quebrados de la base. Instalación de nuevas cuchillas en el Puerto de La Libertad para seccionar el circuito principal AL kv por posibles fallas, mantenimientos ó mejoras en el sector, i) Instalación de reguladores de voltaje en la red sistema 23 kv. frente estadio Las Delicias Santa Tecla, j) Mantenimiento de recloseres con personal de Líneas Energizadas, sector Cima IV, San Salvador, k) En el sector de la Costa del Sol se realizó mantenimiento preventivo en el circuito , se realizó el cambio de postes, corrección de condiciones subestandar, cambio de cortacircuitos, cambio de Grapas AGP, Pasteado de aislación para protegerlo del salitre, hasta la puntilla y playa el Zapote, l) Mantenimiento general en playa Zunganera y Amatecampo, incluye siliconeado, cambio de transformadores dañados por salitre, postes dañados, m) Traslado y reubicación de postes en diferentes puntos para dar una respuesta efectiva ante posibles fallas, Santiago Nonualco alimentados 152, n) Cambio de aislación en líneas a 46 kv. ckto sector del Pedregal La Paz, ñ) En los sectores Cantón y Caserío el porfiado, Caserío los Patos, se realizaron mejoras en la red secundaria como parte de las mejoras en la calidad de producto técnico, se realizó la instalación de protecciones a los transformadores de distribución secundaria, compresión y cambio de acometidas deterioradas por la antigüedad, cambio de conductor secundario. 6. Se realizaron gestiones para ampliar la red de colecturías, de tal manera que los Clientes dispongan de alternativas de pagos adicionales a las existentes, en el primer semestre del año 2011, se firmaron dos importantes contratos por el servicio de colecturía el Sistema Fedecrédito y la Asociación Cooperativa de Ahorro y Crédito de los Trabajadores de IUSA y otras empresas de Responsabilidad Limitada, CACTIUSA de RL. 7. DELSUR firmó el Convenio de Cooperación para la Focalización del Subsidio al Gas Licuado de Petróleo celebrado entre el Gobierno de El Salvador y las distribuidoras de energía eléctrica. A través de este convenio DELSUR se ha comprometido en colaborar con el Ministerio de Economía, en el sentido de informar a los usuarios que resulten beneficiados del subsidio al gas, a través de la factura de energía eléctrica que se les emite a los usuarios a partir del mes de marzo de

26 1.2 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Administrar el mercado eléctrico mayorista y asegurar la calidad de suministro es competencia de la Unidad de Transacciones (UT), cuyos accionistas son los generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios finales; su capital social esta representado por cinco clases o series de acciones. En el mercado mayorista de energía se pueden identificar el mercado a futuro o mercado de contratos y el mercado regulador del sistema (MRS) o mercado de corto plazo, éste último tiene por objeto equilibrar la oferta y la demanda de energía Durante el primer semestre de 2011 los agentes que participaron en dicho mercado fueron: Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa; LaGeo, S.A. de C.V.; Duke Energy International, S. en C. de C.V.; Nejapa Power Company, L.L.C.; Holcim El Salvador, S.A. de C.V.; Compañía Azucarera Salvadoreña, S.A. de C.V; Textufil, SA. de C.V.; Inversiones Energéticas, S.A. de C.V.; Energía Borealis, Ltda. de C.V.; Generadora Eléctrica Central, S.A. de C.V.; Inmobiliarias Apopa, S.A. de C.V.; Ingenio El Ángel; Ingenio La Cabaña; CAESS, S.A. de C.V.; DELSUR, S.A. de C.V.; AES-CLESA y Cía. S. en C. de C.V.; EEO S.A. de C.V.; DEUSEM S.A. de C.V.; B & D Servicios Técnicos, S.A. de C.V.; EDESAL, S.A. de C.V.; ABRUZZO, S.A. de C.V.; EXCELERGY; Cenérgica; Mercados Eléctricos, S.A. de C.V.; ORIGEM, S.A. de C.V.; LYNX, CECAM, S.A. de C.V. y CENER, S.A. de C.V CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE Al 30 de junio de 2011, la capacidad instalada de generación reporta un crecimiento de 1.1% respecto al nivel registrado al 30 de junio de 2010, pasando de 1,461.2 MW a 1,477.2 MW, dicha variación se explica por la entrada en operación de los turbogeneradores de la Central Chaparrastique con una capacidad instalada de 16 MW. La capacidad de generación hidroeléctrica y geotérmica no reportan ninguna variación, manteniéndose los valores indicados en el primer semestre de

27 Cuadro R1 CAPACIDAD INSTALADA EN EL MERCADO MAYORISTA CENTRAL A JUNIO DE 2010 A JUNIO DE 2011 (MW) (%) (MW) (%) HIDRÁULICA Guajoyo Cerrón Grande de Noviembre de Septiembre GEOTÉRMICA Ahuachapán Berlín TÉRMICA Duke Energy Nejapa Power Cemento de El Salvador Inversiones Energéticas Textufil GECSA Energía Borealis Hilcasa Energy CASSA Ingenio El Ángel Ingenio La Cabaña TOTAL : FUENTE: Empresas generadoras INYECCIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Según los datos proporcionados por la Unidad de Transacciones, la inyección neta total en el primer semestre de 2011 fue de GWh reflejando un crecimiento de 2.3% respecto al volumen reportado en el primer semestre de 2010 que ascendió a 2, GWh. Es importante destacar que las inyecciones nacionales representan el 95.2% del total de inyecciones y estás crecieron en 0.3% respecto al volumen registrado en el mismo período del año Cuadro R2 INYECCIÓN NETA POR TIPO DE RECURSO (GWh) Recurso PRIMER SEMESTRE % VAR Hidroeléctrico % Geotérmico % Térmico 1, , % Inyección Nacional 2, , % Importaciones % Total 2, , % Fuente: Unidad de Transacciones 27

28 Las inyecciones provenientes de recursos hidroeléctricos registraron una reducción de 15.5%, las provenientes de recursos geotérmicos y térmicos reportan crecimientos de 3.1% y 8.0%, respectivamente, las importaciones reflejan un crecimiento de 70.4%. La Gráfica R1 refleja la participación por recurso en las inyecciones totales, en la misma se observa que la mayor proporción la ocupan las inyecciones provenientes de fuentes térmicas (49.39%), reflejando un incremento respecto al 46.8% observado en el primer semestre del año 2010, el segundo lugar en participación lo tiene la fuente geotérmica (23.55%), el tercer lugar lo ocupan las inyecciones hidroeléctricas (22.3%) y las importaciones que alcanzan un 4.76%. Gráfica R1 INYECCIÓN NETA POR TIPO DE RECURSO GWh Fuente: Unidad de Transacciones SISTEMA DE TRANSMISIÓN Al 30 de junio de 2011 el sistema de transmisión estaba constituido por 38 líneas de 115 kv, que tienen una longitud total de 1, kms y dos líneas de 230 kv, que interconectan el sistema de Transmisión de El Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 Kms y en Honduras es de 92.9 kms. Además, se dispone de 23 subestaciones de potencia. La capacidad de transformación instalada actualmente es de 2,386.7 MVA. La responsabilidad del mantenimiento de dicho sistema de transmisión y de las líneas de 28

29 interconexión recae sobre la Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL, S.A. de C.V.). El número de contingencias presentadas en el sistema, durante el primer semestre de 2011, sumaron 31 de las cuales el 67.7% se registraron en las líneas y el 32.3% en las subestaciones; de las 31 contingencias registradas en las líneas, el 71.4% fueron producto de descargas atmosféricas. Considerando la frecuencia mensual, el mayor número de contingencias se presentó en los meses de mayo y junio, registrándose 7 en cada mes. Por otra parte, como producto de las interrupciones por disparos en el sistema de transmisión, reportadas por ETESAL, se registraron horas de interrupción del servicio, de las cuales 1.7 corresponden a disparos en las líneas de transmisión y a disparos en las subestaciones. Asimismo, el volumen de energía no servida, de acuerdo al reporte presentado por la Unidad de Transacciones, fue de 1,797.2 MWh lo que representa 0.1% de la demanda total del sistema, asimismo, ETESAL reporta que ha compensado un monto de US$ 70, correspondiente a MWh de energía no servida DEMANDA DE POTENCIA La demanda máxima de potencia, del sistema eléctrico, en el primer semestre de 2011 fue de MW, valor que supera en 1.5% el nivel máximo registrado en el mismo período del año anterior, esta demanda se presentó el martes 5 de abril, a las 14:00 horas, cabe destacar que para todos los meses la demanda máxima registrada supera los valores observados en el año Cuadro R3 DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA PRIMER SEMESTRE MES DIA HORA MW DIA HORA MW ENE 28 14: : FEB 22 15: : MAR 16 14: : ABR 27 14: : MAY 12 11: : JUN 7 14: : Fuente: Unidad de Transacciones 29

30 1.2.5 DEMANDA DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA La demanda de energía en el mercado mayorista, según los datos publicados por la Unidad de Transacciones, presenta un valor que supera en 2.4 % al nivel registrado en el primer semestre de En la Gráfica R2 se refleja la composición de las transacciones, donde se destaca que en el primer semestre de 2011 el 29.2% corresponden a transacciones en el Mercado de Contratos y el 70.8% en el Mercado Regulador del Sistema. Asimismo, se observa una disminución en la proporción demandada bajo contrato, la cual pasó de 32.4% en el primer semestre de 2010 a 29.2% en el mismo período en el Por otra parte, se revela un aumento en la proporción transada en el MRS, pasando de 67.6% a 70.8%, para los mismos períodos. En términos de volumen, lo anterior significa que la demanda en el mercado de contratos se redujo de GWh, en el período enero junio de 2010, a GWH, en el mismo período del año 2011, reflejando una variación negativa de 7.8%; en cambio la demanda en el MRS observó un crecimiento de 7.3% al pasar de 1,915.1 GWh a 2, GWh. Gráfica R2 ESTRUCTURA DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO MAYORISTA Contratos 32.4% Contratos 29.2% MRS 67.6% MRS 70.8% Fuente: Unidad de Transacciones La estructura de la demanda de energía, en el mercado mayorista se presenta en la Gráfica R3; donde puede destacarse que las cuatro empresas distribuidoras más grandes son las que concentran la mayor proporción de la energía demandada en el mercado mayorista, en conjunto 30

31 estas empresas han comprado el 85.7% del total demandado, mientras que DEUSEM, EDESAL, los comercializadotes y los grandes clientes solo demandan el 14.3%. Gráfica R3 ESTRUCTURA DE COMPRAS POR DISTRIBUIDORA, COMERCIALIZADORES Y GRANDES CLIENTES EXCELERGY 2.7% ANDA 5.5% EEO 9.8% DEUSEM 2.2% CLESA 15.9% Hanesbrands 1.2% B&D 0.5% Edesal 0.4% American Park 0.3% Otros 1.1% CAESS 39.6% DELSUR 20.5% Fuente: Unidad de Transacciones PRECIOS PROMEDIOS EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA En la Gráfica R4 se presenta el comportamiento del precio promedio en el Mercado Regulador del Sistema (MRS), durante el período comprendido de enero de 2010 a junio de 2011, en la misma se observa que exceptuando el mes de enero los precios registrados en el primer semestre de 2011 superan a los observados durante el año Por otra parte se observa que durante el primer semestre del año 2011 el precio promedio en el MRS osciló entre y US$/MWh y el valor promedio durante dicho período fue de US$/MWh, superando el promedio observado durante todo el año Asimismo, refleja un incremento de 18.8% respecto al promedio registrado durante el primer semestre del año

32 Gráfica R4 PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MRS Enero 2010-Junio 2011 (US$/MWh) Fuente: Unidad de Transacciones 2 MERCADO ELÉCTRICO MINORISTA 2.1 MERCADO DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN ELÉCTRICA El Mercado Eléctrico Minorista está integrado por las pequeñas centrales de generación hidroeléctrica, conectados directamente al sistema de distribución, distribuidores, comercializadores y consumidores finales; en éste se registran transacciones entre generadores y distribuidores, distribuidores y usuarios finales, y comercializadores y consumidores finales. 2.2 PEQUEÑOS GENERADORES CONECTADOS EN BAJO VOLTAJE Los pequeños generadores conectados en bajo voltaje son la Compañía AES Nejapa Gas, Ltda. de C.V., con una capacidad instalada de 6.4 MW y las pequeñas centrales hidroeléctricas Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A. de C.V.; Sensunapán, S.A. de C.V.; De Matheu y Cía. y la Central Hidroeléctrica Papaloate, que en total reportan una capacidad instalada de 14.4 MW, la mayor parte de la producción de estos generadores se vende principalmente a las empresas distribuidoras, CAESS, DELSUR y AES-CLESA. 32

33 2.3 TARIFAS AL USUARIO FINAL La tarifa al usuario final está integrada por el Cargo de Comercialización, Cargo de Distribución y Cargo por Energía; el primero de estos componentes se definió para un período de cinco años a partir del 1 de enero de 2008, con indexación anual en función de la inflación punto a punto que refleje el Índice de Precios al Consumidor del período noviembre a noviembre; los valores calculados para este cargo a partir del 1 de enero de 2011 son los que se presentan en el cuadro siguiente: CUADRO R4 CARGO DE COMERCIALIZACIÓN VIGENTE DESDE EL 1 DE ENERO DE 2011 (US$) CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM EDESAL B&D ABRUZZO Residencial 99kWh Cargo Fijo $ / Usuario/mes Pequeñas y Medianas Demandas Cargo Fijo $ / Usuario/mes Grandes Demandas Cargo Fijo $ / Usuario/mes El Cargo de Distribución se revisa cada cinco años y experimenta ajustes anuales en función del Índice de Precios al Consumidor y el Tipo de Cambio respecto al dólar; la última revisión de este cargo se realizó en el año 2007, oportunidad en la que se definió el cargo que entrara en vigencia el uno de enero de Los valores calculados y aplicados a partir del 1 de enero de 2011 para cada categoría tarifaria se presentan en el cuadro siguiente: CUADRO R5 CARGO DE DISTRIBUCIÓN VIGENTE DESDE EL 1 DE ENERO DE 2011 (US$) PEQUEÑAS DEMANDAS CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM EDESAL B&D ABRUZZO Residencial 99kWh Cargo Variable $ / kwh Residencial > 99 kwh Bloque 1: primeros 99 kwh Cargo Variable $ / kwh Bloque 2: 100 <= X <= 199 kwh/mes Cargo Variable $ / kwh Bloque 3: X >= 200 kwh/mes Cargo Variable $ / kwh Uso General Cargo Variable $ / kwh Alumbrado Público Cargo Variable $ / kwh MEDIANA Y GRAN DEMANDA Baja Tensión Potencia $ / kw-mes Media Tensión Potencia $ / kw-mes

34 Finalmente, el Cargo por Energía, que está asociado al comportamiento de los precios de la energía en el MRS, experimenta ajustes trimestrales de conformidad a lo establecido en el Artículo 90 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, estos se realizaban el 12 de enero, 12 de abril y 12 de octubre de cada año. A continuación se presentan los valores aplicados durante el primer semestre de CUADRO R6 CARGO POR ENERGIA APLICADOS DURANTE EL PRIMER SEMESTRE DE 2011 (US$/kWh) CATEGORIAS TARIFARIAS Residencial 99kWh CAESS DEL SUR AES CLESA EEO DEUSEM EDESAL B&D ABRUZZO PEQUEÑAS DEMANDAS (1) (2) (3) Residencial > 99 kwh (1) Primeros 99 kwh Consumos de 100 a 199 kwh/mes Consumos >= 200 kwh/mes (2) Primeros 99 kwh Consumos de 100 a 199 kwh/mes Consumos >= 200 kwh/mes (3) Primeros 99 kwh Consumos de 100 a 199 kwh/mes Consumos >= 200 kwh/mes Uso General (1) (2) (3) Alumbrado Público (1) (2) (3) MEDIANA DEMANDA Y GRAN DEMANDA CON MEDIDOR ELECTROMECANICO BAJA TENSION (1) (2) (3) MEDIA TENSION (1) (2) (3) CON MEDIDOR HORARIO BAJA TENSION (1) Cargo por Consumo: Energía en Punta Energía en Resto Energía en Valle (2) Cargo por Consumo: Energía en Punta Energía en Resto Energía en Valle (3) Cargo por Consumo: Energía en Punta Energía en Resto Energía en Valle MEDIA TENSION (1) Cargo por Consumo: Energía en Punta Energía en Resto Energía en Valle (2) Cargo por Consumo: Energía en Punta Energía en Resto Energía en Valle (3) Cargo por Consumo: Energía en Punta Energía en Resto Energía en Valle (1) Vigentes a partir del 1 al 11 de enero de 2011 (2) Vigentes del 12 de enero al 11 de abril de 2011 (3) Vigentes del 12 de abril al 11 de julio de

35 A continuación en el Cuadro R7 se presenta el precio promedio mensual y promedio correspondiente al primer semestre de 2011, calculado para cada una de las empresas distribuidoras, así como el promedio total. En dicho cuadro se observa que las empresas que reflejan el menor promedio son B&D y Abruzzo y los mayores promedios los presentan EEO y DEUSEM. Cuadro R7 PRECIO PROMEDIO AL CONSUMIDOR FINAL POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, ENERO-JUNIO DE 2011 US$/kWh Empresa Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Promedio CAESS DELSUR AES CLESA EEO DEUSEM EDESAL B&D ABRUZZO TOTAL Fuente: SIGET Construido a partir de la información proporcionada por las empresas distribuidoras El promedio de precios observado en el primer semestre de 2011 fue de US$ /kWh, reflejando un incremento de 5.8% respecto al valor promedio observado en el mismo período de 2010, el cual fue US$ /kWh. Además, se destaca que durante todo el período los precios promedios pagados por los usuarios finales superaron los observados en los mismos meses del año Tal situación se refleja en la gráfica siguiente: Gráfica R5 PRECIOS PROMEDIOS TOTALES SIN SUBSIDIO 35

36 En el cuadro R8 se presentan los precios promedios por categoría tarifaria, sin considerar subsidios, en el mismo se observa que durante el período el precio mas bajo se registró en el mes de enero y el más alto en el mes de junio. Asimismo, debe destacarse que las categorías tarifarias correspondientes a medianas y grandes demandas, en baja tensión son las que reflejan los mayores promedios en los precios. CUADRO R8 PRECIOS PROMEDIOS A LOS USUARIOS FINALES POR CATEGORÍA TARIFARIA, ENERO-JUNIO DE 2011 (SIN SUBSIDIO) Tipo de Tarifa Eléctrica ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 PROM. SEMESTRE BAJA TENSIÓN I.- PEQUEÑAS DEMANDAS ( 0 < kw < 10 ) (US$/kWh) (US$/kWh) (US$/kWh) (US$/kWh) (US$/kWh) (US$/kWh) (US$/kWh) Total Residencial Uso General Alumbrado Público PRECIO PROMEDIO PEQUEÑAS DEMANDAS II.- MEDIANAS DEMANDAS ( 10 < kw < 50 ) III.- GRANDES DEMANDAS ( > 50 kw) MEDIA TENSIÓN I.- MEDIANAS DEMANDAS ( 10 < kw < 50 ) II.- GRANDES DEMANDAS ( > 50 kw) PRECIO PROMEDIO TOTAL DISTRIBUIDORAS Fuente: Construido a partir de la información proporcionada por las empresas distribuidoras 2.4 CONSUMO FINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y NÚMERO DE CLIENTES En el Cuadro R9 se presenta la demanda final de energía eléctrica, por empresa distribuidora, para el primer semestre de 2011, alcanzando un volumen de2,356,285.9 MWh y un crecimiento de 2.5% respecto a los 2,299,450.3 MWh reportados para el mismo período de Por otra parte, se destacan los crecimientos de las empresas AES Clesa y EDESAL, con variaciones de 5.4% y 6.5%, respectivamente; el resto de empresas reportan crecimientos moderados que oscilan entre 1.2% y 2.9% y una disminución en la demanda de B&D de 5.6%. Cuadro R9 CONSUMO FINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MWh POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Ene-Jun 2011 Ene-Jun 2010 Variación % CAESS 1016, , % DELSUR 581, , % AES-CLESA 425, , % EEO 247, , % DEUSEM 56, , % EDESAL 14, , % B&D 13, , % ABRUZZO 1, % TOTAL 2356, , % FUENTE: Empresas distribuidoras 36

37 En lo que se refiere al número de clientes, a junio de 2011, según se refleja en el Cuadro R10, estos presentaron un incremento de 3.1% respecto al número registrado a junio de 2010, las empresas que reportaron mayor incremento fueron EDESAL con 16.6% y Abruzzo con 7.1%, seguido por EEO con 4.8%; AES CLESA 3.4%; DELSUR 2.7% y CAESS 2.0%; B&D por su parte reporta un estancamiento en su número de clientes. Cuadro R10 NUMERO DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA jun-11 jun-10 Variación % CAESS 536, , % DELSUR 325, , % AES-CLESA 323, , % EEO 248, , % DEUSEM 65, , % EDESAL 10, , % B&D % ABRUZZO % 1509, , % FUENTE: Empresas distribuidoras De conformidad al Art. 16-B del Reglamento de la Ley del Fondo de Inversión Nacional en Electricidad y Telefonía, para los usuarios residenciales con consumos hasta de 99 kwh, se subsidia el 89.5% de la diferencia entre la facturación por el consumo de energía eléctrica a precios del pliego tarifario vigente y el monto resultante de aplicar el valor de referencia del precio total del suministro de energía eléctrica correspondiente. En función de lo anterior, a junio de 2011, se ha otorgado subsidio a 958,238 usuarios, los cuales representan el 63.5% del total de clientes de las distribuidoras y el 68.8% de los clientes residenciales. En términos de energía se ha subsidiado un total de GWh, que corresponde al 12.9% de la demanda del primer semestre de

38 38

39 MW Acajutla 15 de Septiembre Cerrón Grande Nejapa Power Berlín INE 5 de Noviembre Ahuachapán CASSA Textufil CESSA El Angel La Cabaña Guajoyo Soyapango Borealis GECSA Hilcasa Avance de Estadísticas Eléctricas enero junio 2011 CUADRO 1. CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE ELECTRICIDAD AL 30 DE JUNIO DE 2011 CAPACIDAD CAPACIDAD NOMBRE TIPO NÚMERO DE UNIDADES INSTALADA DISPONIBLE (MW) (%) (MW) (%) HIDRÁULICA Guajoyo Hidráulica (1x19.8) Cerrón Grande Hidráulica (2x86.4) de Noviembre Hidráulica (3x20)+(1x18.0)+(1x21.40) de Septiembre Hidráulica (2x90) GEOTÉRMICA Ahuachapán Geotérmica (2x30.00)+(1x35.00) Berlín Geotérmica (2x 28.12)+(1x44)+(1x9.2) TÉRMICA Duke Energy Acajutla a) Vapor (1x30.0)+(1x33.0) b) Gas (1x82.1) c) Motores (6x16.5)+(3x17.0) d) FIAT U-4 (1x27) Soyapango Motores (3x5.4) Nejapa Power Motores (27x5.33) Cemento de El Salvador Motores (3x6.40)+(2x6.70) Inversiones Energéticas Motores (3x16.5) + (6x8.45) Textufil Motores (2x3.6)+(2x7.05)+(1x7.38)+(2x7.72) GECSA Motores (3x3.8704) Energía Borealis Motores (8x1.7) HILCASA Energy Motores (4x1.7) CASSA Central Izalco Turbogeneradores (1x25)+(1x20)+(1x5) Central Chaparrastique Turbogeneradores (1x1.5)+(1x2)+(1x2.5)+(1x10) Ingenio El Angel Turbogeneradores (1x10)+(1x12.5) Ingenio La Cabaña Turbogeneradores (1x1.5)+(1x2)+(1x7.5)+(1x10) TOTAL : 1, , Fuente: Empresas Generadoras Gráfica 1. CAPACIDAD INSTALADA POR CENTRAL AL 30 DE JUNIO DE 2011 (MW) TOTAL = 1,477.2 MW Cuadros y Gráficas 39

40 GU A J OYO ENERO-JUNIO / ENERO-JUNIO / ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL Generación Brut a 3, , , , , , , , , , , , , ,188.1 Consumo Propio Generación Net a 3, , , , , , , , , , , , , ,035.2 CERRON GRANDE Generación Brut a 38, , , , , , , , , , , , , ,637.3 Consumo Propio Generación Net a 38, , , , , , , , , , , , , , DE NOVIEM BRE Generación Brut a 36, , , , , , , , , , , , , ,264.3 Consumo Propio ,334.7 Generación Net a 36, , , , , , , , , , , , , , DE S EP TIEM BRE Generación Brut a 22, , , , , , , , , , , , , ,952.2 Consumo Propio Generación Net a 22, , , , , , , , , , , , , ,414.5 CENTRALES GEOTERMICAS AHUACHAPAN Generación Brut a 52, , , , , , , , , , , , , ,845.0 Consumo Propio 3, , , , , , , , , , , , , ,957.0 Generación Net a 49, , , , , , , , , , , , , ,888.0 B ER LI N Generación Brut a 77, , , , , , , , , , , , , ,228.4 Consumo Propio 5, , , , , , , , , , , , , ,953.0 Generación Net a 72, , , , , , , , , , , , , ,275.3 A C A J U TLA Generación Brut a 58, , , , , , , , , , , , , ,064.4 Consumo Propio 1, , , , , , , , , , , , ,747.6 Generación Net a 56, , , , , , , , , , , , , ,316.8 S OYA P A N GO Generación Brut a 1, , , , , , , , , , , ,666.2 Consumo Propio Generación Net a 1, , , , , , , , , , , ,149.3 HOLCIM 3 / Generación Brut a 12, , , , , , , , , , , , , ,170.8 Consumo Propio , ,317.3 Generación Net a 12, , , , , , , , , , , , , ,543.4 NEJAPA POWER Generación Brut a 45, , , , , , , , , , , , , ,694.7 Consumo Propio 1, , , , , , , , , , , , ,053.5 Generación Net a 43, , , , , , , , , , , , , ,641.2 I N E Generación Brut a 68, , , , , , , , , , , , , ,177.0 Consumo Propio 1, , , , , , , , , , , , , ,041.6 Generación Net a 67, , , , , , , , , , , , , ,135.4 TEXTU FI L Generación Brut a 20, , , , , , , , , , , , , ,955.0 Consumo Propio , , , , , ,175.0 Generación Net a 20, , , , , , , , , , , , , ,780.0 GEC S A Generación Brut a 6, , , , , , , , , , , , , ,161.6 Consumo Propio , ,374.0 Generación Net a 5, , , , , , , , , , , , , ,787.7 ENERGÍ A BOREALI S Generación Brut a 7, , , , , , , , , , , , , ,488.4 Consumo Propio , ,303.2 Generación Net a 7, , , , , , , , , , , , , ,185.2 HILCASA ENERGY Generación Brut a 4, , , , , , , , , , , , , ,730.9 Consumo Propio Generación Net a 4, , , , , , , , , , , , , ,105.5 C A S S A CENTRALES CENTRALES HIDRAULICAS CENTRALES TERMICAS Generación Brut a 30, , , , , , , , , , , ,929.4 Consumo Propio 11, , , , , , , , , , ,664.8 Generación Net a 18, , , , , , , , , , , ,264.7 INGENIO EL ANGEL Generación Brut a 13, , , , , , , , , ,404.9 Consumo Propio 5, , , , , , , , ,715.1 Generación Net a 7, , , , , , , , , ,689.9 INGENIO LA CABAÑA Generación Brut a 5, , , , , , , , ,137.8 Consumo Propio 1, , , , , , , ,358.9 Generación Net a 4, , , , , , , , ,778.9 TOTAL HIDAULICA Generación Brut a 100, , , , , , , , , , , , , ,041.9 Consumo Propio , ,388.1 Generación Net a 100, , , , , , , , , , , , , ,653.8 TOTAL GEOTERMICA Generación Brut a 129, , , , , , , , , , , , , ,073.4 Consumo Propio 8, , , , , , , , , , , , , ,910.0 Generación Net a 121, , , , , , , , , , , , , ,163.4 TOTAL TERMICA Cuadro 2. GENERACIÓN DEL SISTEMA MAYORISTA NACIONAL ( En MWh ) Generación Brut a 274, , , , , , , , , , , , , ,581.3 Consumo Propio 25, , , , , , , , , , , , , ,893.2 Generación Net a 248, , , , , , , , , , , , , ,378.0 AES-CLESA/ Inyección Net a 2/ DELSUR 2/ EDESAL 2 / TOTAL GENERACION MAYORISTA NACIONAL Generación Brut a 505, , , , , , , , , , , , , ,696.5 Consumo Propio 34, , , , , , , , , , , , , ,191.3 Generación Net a 470, , , , , , , , , , , , , ,196.4 TRANSACCIONES INTERNACIONALES Iimport aciones 10, , , , , , , , , , , , , ,888.2 Export aciones 13, , , , , , , , , , , ,231.8 Import Net as (Import.-Export.) -2, , , , , , , , , , , , , ,656.4 DEMANDA NETA NACIONAL 468, , , , , , , , , , , , , ,852.8 Fuent e: Empresas Generadoras y Unidad de Transacciones 1/ Const ruido a part ir de la inf ormación proporcionada direct ament e por las Empresas Generadoras 2/ AES-CLESA realiza inyecciones provenient es de la red de dist ribución. 3/ Ant es Cement o de El Salvador Cuadros y Gráficas 40

41 CUADRO 3. INYECCIONES POR OPERADOR AL MERCADO (GWh) EMPRESA ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL INYECCIÓN CEL LAGEO DUKE NEJAPA CESSA AES CLESA CASSA TEXTUFIL INE BOREALIS GECSA HILCASA ENERGY INGENIO EL ANGEL INGENIO LA CABAÑA CASSA Com DELSUR EDESAL TOTAL , ,835.9 IMPORTACIONES AES CLESA EXCELERGY CENERGICA MERCELEC ORIGEM LYNX CECAM DELSUR CENER DEI -COM INE COM TOTAL EXPORTACIONES EXCELERGY CENERGICA MERCELEC ORIGEM LYNX ABRUZZO INE-COM CECAM TOTAL INYECCION NETA TOTAL , ,947.6 FUENTE: Unidad de Transacciones Cuadros y Gráficas 41

42 Cuadro 4. INYECCIÓN, DEMANDA Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA GWh INGENIO EL ANGEL TRANSADO EN EL MERCADO MAYORISTA HILCASA ENERGY NEJAPA POWER IMPORTACIÓN EXPORTACIÓN DUKE ENERGY PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN INYECCIONES SISTEMA TRANSMISIÓN INGENIO LA CABAÑA AES CLESA TEXTUFIL BOREALIS DELSUR LAGEO EDESAL CESSA CASSA GECSA CEL INE ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL , ,901.8 % 22.5% 23.8% 14.1% 11.4% 0.9% 0.0% 2.7% 4.3% 11.6% 1.2% 1.3% 0.8% 1.0% 0.5% 0.0% 0.0% 4.8% 1.0% 100.0% 1.6% 98.4% ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL , ,833.6 % 27.3% 23.6% 12.5% 9.7% 1.3% 0.0% 2.8% 4.0% 11.9% 1.3% 1.2% 0.8% 1.1% 0.7% 0.0% 0.0% 2.9% 1.1% 100.0% 1.2% 98.4% FUENTE: Unidad de Transacciones MWh Gráfica 2. INYECCIONES, DEMANDA Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA (ENE-JUN 2011) INYECCIÓNPÉRDIDAS DEMANDA ENE FEB MAR ABR MAY JUN ENE FEB MAR ABR MAY JUN Meses INYECCIÓN PÉRDIDAS DEMANDA Cuadro 5. DEMANDA MÁXIMA Y MÍNIMA NETA MENSUAL MES ENERO - JUNIO 2010 ENERO - JUNIO 2011 MÍNIMA MÁXIMA MÍNIMA MÁXIMA DIA HORA MW DIA HORA MW DIA HORA MW DIA HORA MW ENE 2 03: : : : FEB 1 02: : : : MAR 8 03: : : : ABR 2 06: : : : MAY 2 06: : : : JUN 13 03: : : : Fuente: Unidad de Transacciones Cuadros y Gráficas 42

43 Cuadro 6. INYECCIONES POR RECURSO Y CENTRAL GENERADORA GWh PRIMER SEMESTRE 2010 PRIMER SEMESTRE 2011 RECURSO/CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL Hidroeléctrica Guajoyo Cerrón Grande de noviembre de septiembre Subtotal Geotérmica Ahuachapán Berlín Subtotal Térmica Acajutla Soyapango Nejapa Power AES-CLESA 1/ DELSUR 1/ EDESAL 1/ CESSA CASSA CASSA COM TEXTUFIL TALNIQUE BOREALIS GECSA HILCASA ENERGY ING. EL ANGEL ING. LA CABAÑA Subtotal Inyección Nacional , ,835.9 Importaciones Exportaciones Importaciones Netas Inyección Total , ,947.6 Fuente: Unidad de Transacciones 1/ Inyecciones provenientes de la red de distribución Gráfica 3. INYECCIÓN SEMESTRAL POR RECURSO ENERO-JUNIO DE 2011 Hidroeléctrica 22.5% Imp. Netas 3.8% T érmica 49.9% Geotérmica 23.8% Cuadros y Gráficas 43

44 Cuadro 7. DEMANDA MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCADO MAYORISTA (EN GWh) TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL DISTRIBUIDORAS 2, , CAESS 1, , Mercado de Contratos MRS DELSUR Mercado de Contratos MRS AES CLESA Mercado de Contratos MRS EEO Mercado de Contratos MRS DEUSEM Mercado de Contratos MRS EDESAL Mercado de Contratos MRS B&D Mercado de Contratos MRS ABRUZZO Mercado de Contratos MRS CEL (MRS) CEL-COM (Cont.) CEL-COM (MRS.) (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) 0.00 (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) (0.00) INE (MRS) INE - COM (MRS) ANDA (Contratos) ANDA (MRS) (3.12) (0.97) (0.43) (1.83) (0.18) (1.61) (0.31) (1.56) (4.27) LAGEO (MRS) LAGEO-COM (Cont.) LAGEO-COM (MRS) CENERGICA (MRS) NEJAPA (MRS) Excelergy (Cont) Excelergy (MRS) 5.78 (0.04) (0.49) (0.12) (0.03) (0.11) (0.13) (0.00) (0.09) ORIGEM (Cont.) ORIGEM (MRS) LYNX (Cont.) LYNX (MRS) CESSA (Cont.) CESSA (MRS) MERC-ELECT (Cont.) MERC-ELECT (MRS) INVINTER (MRS) DUKE (MRS) CASSA (MRS) CASA COM (MRS) EDESAL-COM (MRS) BOREALIS (Cont.) BOREALIS (MRS) GECSA (MRS) CONSORCIO INT. (MRS) TEXTUFIL (MRS) HILCASA ENERGY (MRS) INGENIO EL ÁNGEL (MRS) INGENIO LA CABAÑA (MRS) HANESBRAND (Contratos) HANESBRAND (MRS) (1.39) (0.36) (0.04) (0.10) (0.25) (0.46) (0.18) AMERICAN PARK (MRS) OTROS (Contratos) OTROS (MRS) TOTAL CONTRATOS TOTAL MRS 2, , TOTAL MERCADO MAYORISTA Empresa Fuente: Unidad de Transacciones 2, , Nota: Los valores negativos corresponden a las desviaciones de contratos que fueron inyectadas al MRS, superando el valor total de sus retiros. Cuadros y Gráficas 44

45 Gráfica 5. PRECIOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA, ENERO-JUNI (US$/MWh) MEDIA MAXIMO MINIMO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL ENE FEB MAR ABR MAY JUN MEDIA MÁXIMO MÍNIMO Gráfica 6. PRECIOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA, ENERO-JUNIO 2010 (US$/MWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN MEDIA MÁXIMO MÍNIMO Cuadros y Gráficas 45

46 Cuadro 8. ENERGÍA NO SERVIDA Energía No Servida Primer Semestre 2011 Energía No Servida, Primer Semestre 2010 MESES (MWh) %Demanda MESES (MWh) %Demanda ENE % ENE FEB % FEB MAR % MAR ABR % ABR MAY % MAY JUN % JUN 1, Total 1, % Total 2, Fuente: Unidad de Transacciones. MWh Gráfica 7. ENERGÍA NO SERVIDA PERÍODO: ENERO-JUNIO 2011 ENE FEB MAR ABR MAY JUN Mes Cuadro 9. NÚMERO DE INTERRUPCIONES POR MOTIVO PRIMER SEMESTRE Año Tipo de Interrupción Ene Feb Mar Abr May Jun Total Fallas L. Transm Mantenimiento L Transm Falla Circ. Dist Mantenimiento Circ.Dist Fallas L. Interconexión Mantenimiento L. Interconexión Adecuación de EDLI Operación del ECS con disparo transferido a Guatemala TOTALES Fallas L. Transm Mantenimiento L Transm Falla Circ. Dist Mantenimiento Circ.Dist Fallas L. Interconexión Mantenimiento L. Interconexión Adecuación de EDLI Operación del ECS con disparo transferido a Guatemala TOTALES FUENTE: Unidad de Transacciones Cuadros y Gráficas 46

47 LaGeo-Com Cel-Com Excelergy EEO AES CLESA DELSUR CAESS Avance de Estadísticas Eléctricas enero junio 2011 Cuadro 10. RETIRO DE ENERGIA POR NODO, ENERO-JUNIO 2011 (MWh) OPERADOR Subestaciones Ene Feb Mar Abr May Jun Total Cerrón Grande 7, , , , , , ,691.2 Nejapa 34, , , , , , ,569.9 San Antonio 49, , , , , , ,444.3 San Bartolo 22, , , , , , ,373.5 Soyapango 61, , , , , , ,123.5 DEUSEM B&D EDESAL San Rafael 8, , , , , , ,632.3 Santo Tomás 5, , , , , , ,244.9 Sub-Total 188, , , , , , ,079.6 Ateos 3, , , , , , ,889.7 Nuevo Cuscatlán 39, , , , , , ,464.3 Nejapa Opico 7, , , , , , ,243.5 El Pedregal 14, , , , , , ,037.1 Santa Ana ,208.9 San Bartolo Soyapango 7, , , , , , ,961.9 San Rafael 4, , , , , , ,816.5 Santo Tomás 12, , , , , , ,358.1 Tecoluca 8, , , , , , ,579.3 Sub-Total 98, , , , , , ,559.2 Acajutla 8, , , , , , ,876.8 Ahuachapán 9, , , , , , ,505.2 Ateos 25, , , , , , ,233.0 Guajoyo 3, , , , , , ,786.3 Opico 4, , , , , , ,843.8 Santa Ana 19, , , , , , ,130.9 Sonsonate 5, , , , , , ,115.7 Sub-Total 76, , , , , , , de Septiembre 8, , , , , , ,391.6 San Miguel 26, , , , , , ,155.2 La Unión 11, , , , , , ,969.6 Sub-Total 46, , , , , , ,516.4 Ozatlán 10, , , , , , ,968.3 Sub-Total 10, , , , , , ,968.3 San Bartolo 2, , , , , , ,748.2 Sub-Total 2, , , , , , ,748.2 Ateos Nejapa 1, , , , , , ,737.5 Sub-Total 1, , , , , , , de Septiembre Acajutla Ahuachapán Ateos ,579.8 Cerrón Grande Guajoyo Nuevo Cuscatlán ,005.4 Nejapa Opico 6, , , , , , ,018.7 Ozatlán El Pedregal ,974.5 Santa Ana San Antonio 1, , , , , , ,214.9 San Bartolo 1, , , ,035.9 San Miguel Sonsonate Soyapango ,474.5 San Rafael Santo Tomás Tecoluca Sub-Total 11, , , , , , , de Septiembre Ateos Cerrón Grande Guajoyo Nuevo Cuscatlán Nejapa El Pedregal Santa Ana San Antonio San Bartolo San Miguel Soyapango San Rafael Santo Tomás Tecoluca Sub-Total ,924.1 Santo Tomás Ahuachapán Nuevo Cuscatlán Pedregal San Bartolo Soyapango Santo Tomás Sub-Total Cuadros y Gráficas 47

48 LYNX Origem MERCELEC Avance de Estadísticas Eléctricas enero junio 2011 Cuadro 10. RETIRO DE ENERGIA POR NODO, ENERO-JUNIO 2011 (MWh) OPERADOR Subestaciones Ene Feb Mar Abr May Jun Total Abruzzo Textufil Ateos Opico Santa Ana San Bartolo Soyapango Sub-Total Cerrón Grande Nuevo Cuscatlán Nejapa Pedregal San Antonio San Bartolo Soyapango San Rafael Santo Tomás Tecoluca Sub-Total Nuevo Cuscatlán Nejapa San Bartolo Soyapango Sub-Total Nuevo Cuscatlán Nejapa El Pedregal Santa Ana San Antonio Sub-Total Soyapango Sub-Total Ateos Santa Ana ,436.2 San Miguel Edesal-com San Bartolo Borealis Gecsa Hilcasa Energy Cel Nejapa Duke LaGeo Cessa CASSA INE INVINER ANDA Consorcio Ingenio El Angel Nejpa ,019.1 Sub-Total , , ,101.0 Borealis Opico Sub-Total Gecsa Sub-Total Hilcasa Sub-Total de Septiembre de Noviembre Cerrón Grande Guajoyo Sub-Total ,935.8 Nejapa Sub-Total Acajutla Soyapango Sub-Total ,386.1 Ahuachapán ,119.7 Berlín Sub-Total ,296.8 Ateos Guajoyo 1, , , , ,413.0 Nuevo Cuscatlán Opico El Pedregal Sub-Total 1, , , , ,278.9 Sonsonate Sub-Total Talnique Sub-Total Sicepasa , , , , ,870.5 Sub-Total , , , , ,870.5 Nejapa 20, , , , , , ,026.0 Santa Ana 7, , , , , , ,396.7 San Miguel Sub-Total 27, , , , , , ,658.9 Acajutla , ,621.9 El Ángel Sub-Total Opico 4, , , , , , ,608.9 Hanesbrands Sub-Total 4, , , , , , ,608.9 Ingenio Chaparrastique CASSA-Com Sub-Total Abruzzo Ateos 1, , , ,001.5 Dist. Sub-Total 1, , , ,001.5 American El Angel , , , , ,049.7 Park Sub-Total , , , , ,049.7 TOTAL GENERAL 476, , , , , , ,796.7 Unidad de Transacciones, S.A. Cuadros y Gráficas 48

49 Cuadro 11. CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE GENERADORES NO MAYORISTAS, AL 30 DE JUNIO DE 2011 TERMOELÉCTRICAS CENTRAL CAPACIDAD INSTALADA (MW) CAPACIDAD DISPONIBLE (MW) % CAPAC. % CAPAC. INST. DISP % 49.1% AES Nejapa Gas, Ltda. de C.V. Egi Holdco El Salvador % 26.3% % 22.8% PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS % 50.9% Compañía Eléctrica Cucumacayán S.A. de C.V. (CECSA) % 28.0% Central Río Sucio % 7.2% Central Cucumacayán % 8.2% Central Milingo % 3.3% Central Bululú % 2.8% Central Atehuesías 1/ % 0.0% San Luis I % 2.1% San Luis II Cutumay Camones % 0.5% Central Sonsonate % 0.6% Hidroeléctrica Papaluate Central Papaloate % 8.3% Sociedad Hidroeléctrica SENSUNAPAN S.A. de C.V. Central Nahuizalco % 11.6% Empresa Hidroeléctrica Sociedad De Matheu y Compañía Central La Calera % 3.0% TOTAL % 100.0% Fuente: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas y Empresas Autoproductoras 1/ Se retiró la maquinaria por problemas legales en la propiedad del terreno Cuadro 12. CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE TOTAL NACIONAL, AL 30 DE JUNIO DE 2011 CAPACIDAD INSTALADA GENERADOR (MW) CAPACIDAD DISPONIBLE (MW) % CAPAC. % CAPAC. INST. DISP. TOTAL GENERADORES MERCADO MAYORISTA 1, , % 98.3% Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa CEL % 33.2% Duke % 22.0% LaGeo % 12.9% Nejapa Power % 10.0% Cemento de El Salvador, S.A. de C.V % 1.8% Inversiones Energéticas % 7.1% Textufil % 2.9% GECSA % 0.8% Energía Borealis % 0.9% Hilcasa Energy % 0.5% Compañía Azucarera Salvadoreña % 4.0% Ingenio El Angel % 0.9% Ingenio La Cabaña % 1.3% TOTAL GENERADORES MERCADO NO MAYORISTA % 1.7% Centrales Termoeléctricas % 0.8% Pequeñas Centrales Hidroeléctricas % 0.9% TOTAL 1, , % 100.0% Fuente: Empresas Generadoras Cuadros y Gráficas 49

50 COMPAÑÍA ELÉCTRICA CUCUMACAYÁN, S.A. De C.V. Bululú ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN TOTAL 3, , , , , , , , , , , , , ,042.9 Generación bruta , ,680.3 Consumo propio y pérdidas Generación neta , ,679.8 Cucumacayán Generación bruta 1, , , , , , , , , , ,077.0 Consumo propio y pérdidas Generación neta 1, , , , , , , , , , ,075.1 Cutumay Camones Generación bruta Consumo propio y pérdidas Generación neta (1.6) Milingo Generación bruta , ,444.5 Consumo propio y pérdidas Generación neta , ,444.5 Río Sucio Generación bruta , ,052.5 Consumo propio y pérdidas Generación neta , ,051.5 Sonsonate Generación bruta Consumo propio y pérdidas Generación neta (3.4) (0.8) San Luis I Generación bruta , Consumo propio y pérdidas Generación neta , San Luis II CENTRALES Cuadro 13 GENERACIÓN EN EL MERCADO MINORISTA NACIONAL Enero-Junio 2011 (En MWh) Generación bruta ,870.3 Consumo propio y pérdidas Generación neta ,869.9 Enero-Junio 2010 SENSUNAPÁN Generación bruta 1, , , , , , , , , , , , , ,317.2 Consumo Propio Generación Neta 1/ 1, , , , , , , , , , , , , ,271.3 DE MATHEU Generación bruta , ,683.0 Consumo Propio Generación Neta 1/ , ,662.0 PAPALOATE Generación bruta , ,841.2 Consumo Propio Generación Neta 1/ , ,841.2 AES Nejapa Generación bruta 2, , , Consumo Propio Generación Neta 1/ , , , TOTAL GENERACIÓN NETA PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 6, , , , , , , , , , , , , ,807.5 Fuente: Pequeños generadores 1/ Menos pérdidas de transformación. Cuadros y Gráficas 50

51 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN C A ESS BAJA TENSIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDENCIAL CONSUMO CERO RESIDENCIAL CONSUMO > 1 Y < 49 kwh 130, , , , , ,529 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 194, , , , , ,827 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 112, , , , , ,045 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 26,543 24,502 25,705 25,532 26,824 27,379 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 19,305 18,298 19,848 20,036 19,651 20,821 TOTAL RESIDENCIAL 483, , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 41,821 41,865 41,901 41,942 41,971 42, PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) 1,378 1,377 1,392 1,428 1,351 1, SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 526, , , , , , MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2- MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON MEDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN 1,041 1,039 1,032 1,034 1,034 1, CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 528, , , , , ,037 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2-MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON M EDICION HORARIA 1,546 1,546 1,548 1,553 1,552 1, SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES - M ED IA N A S D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN 1,756 1,756 1,762 1,763 1,762 1, CON M EDIDOR HORARIO 1,358 1,356 1,360 1,362 1,365 1, CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO 3.3- SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN 1,358 1,356 1,360 1,362 1,365 1,363 T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN 3,114 3,112 3,122 3,125 3,127 3,134 IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN M.T TOTAL CLIENTES CAESS 531, , , , , ,226 FUENTE: CAESS Cuadros y Gráficas 51

52 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 D ELSUR C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R A B R M A Y JUN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDENCIAL CONSUMO CERO 11,027 10,967 11,038 10,734 10,491 10,801 RESIDENCIAL CONSUMO > 1 Y < 49 kwh 72,575 73,396 75,882 73,479 71,991 72,510 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 116, , , , , ,659 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 66,054 65,933 64,091 68,255 71,077 70,367 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 17,692 17,183 16,477 17,065 17,767 18,091 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 15,729 15,102 14,570 15,410 15,843 15,952 TOTAL RESIDENCIAL 299, , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 18,941 19,017 19,086 19,145 19,230 19, PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 319, , , , , , MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2- MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON MEDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 319, , , , , ,511 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2-MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA 1,141 1,164 1,169 1,172 1,176 1, CON M EDICION HORARIA SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES - M ED IA N A S D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN 1,484 1,510 1,518 1,522 1,528 1, CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO 3.3- SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN 2,212 2,240 2,253 2,258 2,265 2,273 IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES DELSUR 321, , , , , ,784 FUENTE: DELSUR Cuadros y Gráficas 52

53 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN AES CLESA BAJA TENSIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDENCIAL CONSUM O CERO RESIDENCIAL CONSUMO > 1 Y < 49 kwh 99, ,237 99,921 99,648 98,481 99,408 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 124, , , , , ,732 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 52,808 49,238 54,041 54,952 57,561 57,468 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 10,115 9,359 10,011 9,998 10,419 10,657 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 6,045 5,453 6,064 6,205 6,507 6,349 TOTAL RESIDENCIAL 292, , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 23,174 23,203 23,076 23,026 23,035 23, PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 316, , , , , , MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2- MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON MEDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 316, , , , , ,015 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2-MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON M EDICION HORARIA 1,310 1,313 1,322 1,331 1,333 1, SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES - M ED IA N A S D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN 1,442 1,446 1,457 1,463 1,465 1, CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO 3.3- SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN 1,960 1,962 1,973 1,980 1,986 1,986 IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES AES CLESA 318, , , , , ,014 FUENTE: AES CLESA Cuadros y Gráficas 53

54 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN EEO BAJA TENSIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDENCIAL CONSUMO CERO RESIDENCIAL CONSUMO > 1 Y < 49 kwh 78,929 79,281 76,672 76,141 76,549 79,041 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 88,794 89,403 87,757 86,636 86,593 88,260 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 43,467 42,674 46,362 48,065 48,212 45,511 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 9,802 9,868 10,439 10,751 10,828 10,766 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 6,596 7,174 8,312 8,817 9,036 8,569 TOTAL RESIDENCIAL 227, , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 14,516 14,540 14,568 14,599 14,614 14, PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 242, , , , , , MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2- MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON MEDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 242, , , , , ,033 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA 2.2-MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA CON M EDICION HORARIA SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES - M ED IA N A S D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO 3.3- SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN 1,233 1,232 1,236 1,237 1,241 1,241 IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES EEO 243, , , , , ,282 FUENTE: EEO Cuadros y Gráficas 54

55 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN D EUSEM B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) 1.1. RESIDENCIAL CONSUMO CERO RESIDENCIAL CONSUMO a 49 KWh 19,839 20,465 19,911 19,845 19,619 20,103 RESIDENCIAL CONSUMO 50 y 99 KWh 24,616 24,887 24,398 24,398 24,044 24,381 RESIDENCIAL CONSUMO 100 y 199 KWh 11,724 11,091 12,142 12,302 12,860 12,393 RESIDENCIAL CONSUMO 200 y 300 KWh 2,488 2,370 2,477 2,517 2,648 2,552 RESIDENCIAL CONSUMO 301 KWh 1,309 1,326 1,456 1,506 1,576 1,499 TOTAL CLIENTES RESIDENCIALES 59,976 60,139 60,384 60,568 60,747 60, PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 4,225 4,223 4,220 4,222 4,218 4, PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 64,263 64,424 64,666 64,852 65,026 65, SIN MEDICION DE POTENCIA CON MEDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 64,293 64,453 64,695 64,881 65,055 65,233 M ED IA T EN SIÓN SIN MEDICION DE POTENCIA CON MEDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO 3.3- SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES DEUSEM 64,580 64,741 64,984 65,172 65,344 65,522 FUENTE: DEUSEM Cuadros y Gráficas 55

56 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN ED ESA L B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) 1.1. RESIDENCIAL CONSUMO CERO 1,061 1,251 1,311 1,344 1,332 1,330 RESIDENCIAL CONSUMO a 49 KWh 2,497 3,046 2,863 2,810 2,821 2,762 RESIDENCIAL CONSUMO 50 y 99 KWh 3,360 3,668 3,882 3,994 3,907 3,895 RESIDENCIAL CONSUMO 100 y 199 KWh 1,160 1,429 1,496 1,533 1,662 1,757 RESIDENCIAL CONSUMO 200 y 300 KWh RESIDENCIAL CONSUMO 301 KWh TOTAL CLIENTES RESIDENCIALES 8,463 9,891 10,062 10,186 10,282 10, PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 8,636 10,076 10,253 10,381 10,481 10, SIN M EDICION DE POTENCIA CON MEDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 8,639 10,079 10,256 10,384 10,484 10,545 M ED IA T EN SIÓN SIN M EDICION DE POTENCIA CON M EDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES EDESAL 8,665 10,101 10,280 10,408 10,507 10,568 FUENTE: EDESAL Cuadros y Gráficas 56

57 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN B &D Servicios Técnicos B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) 1.1. RESIDENCIAL CONSUMO CERO RESIDENCIA L CONSUM O a 49 KWh RESIDENCIA L CONSUM O 50 y 99 KWh RESIDENCIAL CONSUMO 100 y 199 KWh RESIDENCIAL CONSUMO 200 y 300 KWh RESIDENCIA L CONSUM O 301 KWh TOTAL CLIENTES RESIDENCIALES PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS SIN M EDICION DE POTENCIA CON M EDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN M ED IA T EN SIÓN SIN M EDICION DE POTENCIA CON M EDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES B &D FUENTE: B&D Servicios Técnicos Cuadros y Gráficas 57

58 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN A B R UZ Z O B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) 1.1. RESIDENCIAL CONSUMO CERO RESIDENCIAL CONSUMO a 49 KWh RESIDENCIA L CONSUM O 50 y 99 KWh RESIDENCIAL CONSUMO 100 y 199 KWh RESIDENCIAL CONSUMO 200 y 300 KWh RESIDENCIAL CONSUMO 301 KWh TOTAL CLIENTES RESIDENCIALES PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS SIN M EDICION DE POTENCIA CON MEDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN M ED IA T EN SIÓN SIN M EDICION DE POTENCIA CON M EDICION DE POTENCIA CON M EDIDOR HORARIO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S CON M EDIDOR HORARIO CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL CLIENTES ABRUZZO FUENTE: ABRUZZO Cuadros y Gráficas 58

59 Cuadro 14. N ÚM ER O D E C LIEN T ES P OR EM P R ESA D IST R IB UID OR A Y C A T EGOR IA T A R IF A R IA, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN TOTAL EM P RESAS DISTRIBUIDORAS BAJA TENSIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDENCIAL CONSUMO CERO 12,088 12,218 12,349 12,078 11,823 12,131 RESIDENCIAL CONSUMO > 1 Y < 49 kwh 403, , , , , ,353 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 553, , , , , ,754 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 287, , , , , ,544 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 66,870 63,564 65,385 66,138 68,785 69,771 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 49,159 47,588 50,505 52,226 52,895 53,481 TOTAL RESIDENCIAL 1372, , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 102, , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (ALUMBRADO PUBLICO) 2,033 2,035 2,059 2,100 2,023 2, SERVICIOS ESPECIALES TOTAL CLIENTES P EQUEÑAS DEM ANDAS 1477, , , , , , MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DE POTENCIA CON MEDIDOR HORARIO 1,097 1,094 1,090 1,091 1,091 1, SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES M ED IA N A S D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN 1,948 1,928 1,932 1,939 1,933 1, CON M EDIDOR HORARIO CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN TOTAL CLIENTES - BAJA TENSIÓN 1479, , , , , ,465 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDIDOR ELECTROMECANICO SIN MEDICION DE POTENCIA MEDIDOR ELECTROMECANICO CON MEDICION DEPOTENCIA 1,546 1,570 1,581 1,577 1,580 1, CON M EDICION HORARIA 4,311 4,314 4,329 4,347 4,354 4, SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES - M ED IA N A S D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN 5,877 5,904 5,930 5,944 5,954 5, CON M EDIDOR HORARIO 2,966 2,963 2,977 2,981 2,987 2, CON MEDIDOR ELECTROMECÁNICO SERVICIOS ESPECIALES T OT A L C LIEN T ES GR A N D ES D EM A N D A S - M ED IA T EN SIÓN 2,966 2,963 2,977 2,981 2,987 2,984 T OT A L C LIEN T ES - M ED IA T EN SIÓN 8,843 8,867 8,907 8,925 8,941 8,956 IV- SERVICIOS ESPECIALES PROV.POR CONSTRUCCIÓN M.T TOTAL CLIENTES EM P RESAS DISTRBUIDORAS 1488, , , , , ,497 FUENTE: EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Cuadros y Gráficas 59

60 Cuadro 15. C ON SUM O D E EN ER GIA ELEC T R IC A, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 (kwh) C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN T OT A L C A ESS B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDEN. CONSUMO MENOR 49 kwh 3048, , , , , , ,118 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 14467, , , , , , ,420 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 15325, , , , , , ,606 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 6342, , , , , , ,055 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 10612, , , , , , ,070 TOTAL RESIDENCIAL 49796, , , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 13944, , , , , , , PEQ. DEMAND. (ALUMBRADO PUBLIC.) 4056, , , , , , , SERVICIOS ESPECIALES TOTAL ENERGIA P EQUEÑAS DEM ANDAS 67797, , , , , , , MED. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN MEDID. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 557, , , , , , , CON MEDIDOR HORARIO 2685, , , , , , ,944 ENERGIA EN PUNTA 445, , , , , , ,787 ENERGIA EN RESTO 1886, , , , , , ,651 ENERGIA EN VALLE 353, , , , , , ,506 T OT A L EN ER. M ED. D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN 3243, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 173, , , , , , ,856 ENERGIA EN PUNTA 30,251 30,539 33,460 34,744 32,799 33, ,744 ENERGIA EN RESTO 116, , , , , , ,216 ENERGIA EN VALLE 26,953 26,944 28,604 28,426 27,004 26, , CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO T OT. EN ER. GR A N. D EM A N D. - B A JA T EN SIÓN 173, , , , , , ,856 TOTAL ENERGIA BAJA TENSIÓN 71214, , , , , , ,588 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDID. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN MED. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 549, , , , , , , CON M EDICION HORARIA 7229, , , , , , ,292 ENERGIA EN PUNTA 1393, , , , , , ,149 ENERGIA EN RESTO 4729, , , , , , ,369 ENERGIA EN VALLE 1106, , , , , , ,774 T OT. EN ER. M ED. D EM A N D A S - M ED. T EN SIÓN 7779, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 80151, , , , , , ,976 ENERGIA EN PUNTA 15520, , , , , , ,153 ENERGIA EN RESTO 49682, , , , , , ,567 ENERGIA EN VALLE 14947, , , , , , , CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO T OT A L EN ER GIA GR A N D ES D EM A N D A S 80151, , , , , , ,976 T OT A L EN ER GIA M ED IA T EN SIÓN 87930, , , , , , ,353 V. SERVICIOS ESPECIALES 21,051 20,924 21,496 21,433 18,496 19, ,346 TOTAL ENERGIA DISTRIBUIDA CAESS , , , , , , ,287 FUENTE: CAESS Cuadros y Gráficas 60

61 Cuadro 15. C ON SUM O D E EN ER GIA ELEC T R IC A, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 (kwh) C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN T OT A L D ELSUR B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDEN. CONSUMO MENOR 49 kwh 2010, , , , , , ,178 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 8652, , , , , , ,279 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 9036, , , , , , ,627 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 4264, , , , , , ,012 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 8473, , , , , , ,934 TOTAL RESIDENCIAL 32436, , , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 6037, , , , , , , PEQ. DEMAND. (ALUMBRADO PUBLIC.) 2537, , , , , , , SERVICIOS ESPECIALES TOTAL ENERGIA P EQUEÑAS DEM ANDAS 41012, , , , , , , MED. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN MEDID. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 1259, , , , , , , CON MEDIDOR HORARIO 149, , , , , , ,295 ENERGÍA DE PUNTA 30,427 30,246 25,055 25,782 22,882 23, ,606 ENERGÍA DE RESTO 88,623 96,668 85,511 86,816 79,573 86, ,262 ENERGÍA DE VALLE 30,758 30,077 24,775 25,239 22,607 23, ,427 T OT A L EN ER. M ED. D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN 1409, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 3,042 5,106 2,472 2,208 2,328 2,496 17,652 ENERGIA EN PUNTA ,770 ENERGIA EN RESTO 2,322 4,260 1,986 1,716 1,812 1,968 14,064 ENERGIA EN VALLE , CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO 1,818 T OT. EN ER. GR A N. D EM A N D. - B A JA T EN SIÓN 3,042 5,106 2,472 2,208 2,328 2,496 17,652 TOTAL ENERGIA BAJA TENSIÓN 42424, , , , , , ,425 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDID. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN. 2.2-MED. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 3764, , , , , , , CON M EDICION HORARIA 2780, , , , , , ,642 ENERGÍA DE PUNTA 534, , , , , , ,660 ENERGÍA DE RESTO 1810, , , , , , ,325 ENERGÍA DE VALLE 435, , , , , , ,657 T OT. EN ER. M ED. D EM A N D A S - M ED. T EN SIÓN 6545, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 42760, , , , , , ,623 ENERGÍA DE PUNTA 7605, , , , , , ,411 ENERGÍA DE RESTO 26190, , , , , , ,245 ENERGÍA DE VALLE 8964, , , , , , , CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO T OT A L EN ER GIA GR A N D ES D EM A N D A S 42760, , , , , , ,623 T OT A L EN ER GIA M ED IA T EN SIÓN 49306, , , , , , ,245 V- SERVICIOS ESP. PROV.POR CONSTRUCCIÓN TOTAL ENERGIA DISTRIBUIDA DELSUR 91731, , , , , , ,670 FUENTE: DELSUR Cuadros y Gráficas 61

62 Cuadro 15. C ON SUM O D E EN ER GIA ELEC T R IC A, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 (kwh) C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN T OT A L AES CLESA B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDENCIAL CONSUMO MENOR DE 49 KWH ) 2332, , , , , , ,141 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 KWH 9172, , , , , , ,703 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 KWH 7045, , , , , , ,588 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 KWH 2398, , , , , , ,499 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 KWH 2983, , , , , , ,328 TOTAL RESIDENCIAL 23932, , , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 6045, , , , , , , PEQ. DEMAND. (ALUMBRADO PUBLIC.) 2148, , , , , , , SERVICIOS ESPECIALES TOTAL ENERGIA P EQUEÑAS DEM ANDAS 32126, , , , , , , MED. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN MEDID. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 132, , , , , , , CON MEDIDOR HORARIO 326, , , , , , ,753 ENERGIA EN PUNTA 61,047 60,382 68,648 64,598 60,406 63, ,737 ENERGIA EN RESTO 222, , , , , , ,556 ENERGIA EN VALLE 42,202 41,563 46,405 48,751 46,688 46, ,460 T OT A L EN ER. M ED. D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN 458, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 28,200 32,270 34,875 38,305 32,423 39, ENERGIA EN PUNTA 4,271 3,356 3,810 3,676 3,553 3, ENERGIA EN RESTO 21,772 27,052 29,226 32,606 26,767 34, ENERGIA EN VALLE 2,158 1,863 1,839 2,023 2,104 2, CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO T OT. EN ER. GR A N. D EM A N D. - B A JA T EN SIÓN 28,200 32,270 34,875 38,305 32,423 39, ,756 TOTAL ENERGIA BAJA TENSIÓN 32613, , , , , , ,182 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDID. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN. 2.2-MED. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 344, , , , , , , CON M EDICION HORARIA 4545, , , , , , ,565 ENERGIA EN PUNTA 840, , , , , , ,443 ENERGIA EN RESTO 2981, , , , , , ,123 ENERGIA EN VALLE 722, , , , , , ,999 T OT. EN ER. M ED. D EM A N D A S - M ED. T EN SIÓN 4890, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 30015, , , , , , ,190 ENERGIA EN PUNTA 5678, , , , , , ,033 ENERGIA EN RESTO 18042, , , , , , ,380 ENERGIA EN VALLE 6294, , , , , , , CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO T OT A L EN ER GIA GR A N D ES D EM A N D A S 30015, , , , , , ,190 T OT A L EN ER GIA M ED IA T EN SIÓN 34906, , , , , , ,040 V- SERVICIOS ESP. PROV.POR CONSTRUCCIÓN 2,947 3,015 2,868 3,204 1,591 1,352 14,977 TOTAL ENERGIA DISTRIBUIDA AES CLESA 67522, , , , , , ,199 FUENTE: AES CLESA Cuadros y Gráficas 62

63 EEO Cuadro 15. C ON SUM O D E EN ER GIA ELEC T R IC A, P R IM ER SEM EST R E D E 2011 (kwh) C LA SIF IC A C IÓN T A R IF A R IA EN E F EB M A R ABR M A Y JUN T OT A L B A JA T EN SIÓN I- PEQUEÑAS DEM ANDAS ( 0 < kw < 10 ) RESIDEN. CONSUMO MENOR 49 kwh 1586, , , , , , ,780 RESIDENCIAL CONSUMO > 50 Y < 99 kwh 6585, , , , , , ,482 RESIDENCIAL CONSUMO > 100 Y < 199 kwh 5853, , , , , , ,411 RESIDENCIAL CONSUMO > 200 Y < 300 kwh 2330, , , , , , ,615 RESIDENCIAL CONSUMO > 301 kwh 3313, , , , , , ,681 TOTAL RESIDENCIAL 19669, , , , , , , PEQUEÑAS DEMANDAS (GENERAL) 4642, , , , , , , PEQ. DEMAND. (ALUMBRADO PUBLIC.) 1576, , , , , , , SERVICIOS ESPECIALES TOTAL ENERGIA P EQUEÑAS DEM ANDAS 25887, , , , , , , MED. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN MEDID. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 83, ,475 98, , , , , CON MEDIDOR HORARIO 323, , , , , , ,724 ENERGIA EN PUNTA 49,940 52,131 52,833 57,276 55,901 55, ,629 ENERGIA EN RESTO 206, , , , , , ,936 ENERGIA EN VALLE 66,681 63,057 93,440 47,628 47,368 45, ,159 T OT A L EN ER. M ED. D EM A N D A S - B A JA T EN SIÓN 406, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 840 3,360 4,920 4,080 2,760 4,320 20,280 ENERGIA EN PUNTA ,160 ENERGIA EN RESTO 480 2,760 4,080 3,840 2,400 4,200 17,760 ENERGIA EN VALLE CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO T OT. EN ER. GR A N. D EM A N D. - B A JA T EN SIÓN 840 3,360 4,920 4,080 2,760 4,320 20,280 TOTAL ENERGIA BAJA TENSIÓN 26295, , , , , , ,681 M ED IA T EN SIÓN 2.1.-MEDID. ELECTROMEC. SIN MED. DE POTEN MED. ELECTROMEC. CON MED. DE POTEN. 42,760 46,327 43,723 46,226 42,560 43, , CON M EDICION HORARIA 3278, , , , , , ,424 ENERGIA EN PUNTA 561, , , , , , ,060 ENERGIA EN RESTO 2022, , , , , , ,422 ENERGIA EN VALLE 693, , , , , , ,942 T OT. EN ER. M ED. D EM A N D A S - M ED. T EN SIÓN 3321, , , , , , , TOTAL ENERGIA CON MEDIDOR HORARIO 8910, , , , , , ,258 ENERGIA EN PUNTA 1637, , , , , , ,911 ENERGIA EN RESTO 5681, , , , , , ,094 ENERGIA EN VALLE 1591, , , , , , , CON M EDIDOR ELECTROM ECÁNICO 0 T OT A L EN ER GIA GR A N D ES D EM A N D A S 8910, , , , , , ,258 T OT A L EN ER GIA M ED IA T EN SIÓN 12232, , , , , , ,715 V- SERVICIOS ESP. PROV.POR CONSTRUCCIÓN 983 1, , ,800 TOTAL ENERGIA DISTRIBUIDA EEO 38528, , , , , , ,197 FUENTE: EEO Cuadros y Gráficas 63