Sector Eléctrico. Operación del INTRODUCCIÓN. Año 13, Enero 2013 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL SEIN

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1 Información de: 212 Operación del Año 13, Enero 213 Sector Eléctrico INTRODUCCIÓN El presente boletín muestra los principales indicadores de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), basado en la información alcanzada al OSINERGMIN por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), correspondiente al mes de NOVIEMBRE del 212. Salvo indicación expresa en contrario, los valores de potencia se indican en MW, y los valores de energía en GW.h. Los costos marginales han sido calculados con el tipo de cambio venta del último día útil del mes de (TC = 2,579 S/. / US$). Asimismo, los valores calculados para los costos marginales, están referidos a la Barra Santa Rosa 22 kv. La Potencia Firme, es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que define el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, según la ÚNICA disposición complementaria modificatoria de la Ley PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL SEIN PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE DE ENERGÍA En noviembre, la producción total de energía en el SEIN se incrementó en 6,8% respecto al mismo mes del año 211. La producción termoeléctrica se efectuó principalmente sobre la base del Gas de Camisea, cuya participación en la producción mensual se incrementó de 4,9% en el mes que se inició la explotación de este yacimiento (septiembre 24) a 37,% correspondiente al presente mes. La producción de energía hidroeléctrica del SEIN, durante el mes de noviembre, muestra un predominio con 56,3% del total de la energía producida, aumentando su participación en 1,1% respecto al mismo mes del año anterior, ante un crecimiento de la demanda de electricidad y de la producción térmica en base a gas natural. IV Trimestre Año I Trimestre II Trimestre III Trimestre Octubre Diciembre Acumulado Nov , , , 1 596, , , , , , 1 576, , , , , , 1 446, , , , ,7 3 99, , 1 252, , ,3 139,4 179, 57,4 68,1 492, ,6 199,4 177,3 56,4 6,7 694, ,2 18,7 24,7 2,8 2,8 123, ,7 99,9 87,8 3,8 2,4 289, ,9 24,7 153,6 21,5 3,7 259, ,3 64,2 79, 25,7 13,3 229, ,4 26,6 57,9 33,8 35,6 184, ,1 24,2 2,4 6,5 5,8 77, Periodo , , , , 3 18, ,4 Periodo , ,2 8 81,4 3 15, , ,7 6,5% 5,5% 6,% 4,8% 6,8%,% 6,% Fuentes de Producción Hidroeléctrica Hidro Gas Natural Carbón Termoeléctrica Residual Diesel Renovable BagazoBiogas Variación 212/211 Producción del SEIN por Tipo de Combustible 212/211 4,2% 42,1% 2,%,1%,4%,2% 2,2%,1% 1,1% ,2% ,3% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable

2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE DE ENERGÍA En noviembre, la producción de energía a nivel de empresas, no muestra variaciones significativas con relación al mes anterior. Las empresas con mayor participación continúan siendo y ; en lo que va del año aumentó su participación respecto al mismo periodo del año anterior, de 13,2% a 15,%, mientras que otros disminuyeron su participación: de 2,6% a 19,7%, de 23,2% a 2,9%, Celepsa de 3,4% a 3,2% y de 3,8% % a 3,4%. Producción de Energía SEIN (GW.h) Nov12 Acumulado Nov12 Acumulado Nov 11 Variación (212/211) 8,2 78,4 5,2 1 4,9% 8,7 85,4 76, 12,3% 85, 1 13,8 1 12,1,1% 19,3 1 16,8 1 43, (2,5%) 14,8 85,3 52,7 62,%,5 4,6 3,3 39,1% 615, 7 16, ,7 (4,8%) 19,9 493,7 665,9 (25,9%) 16, ,5 1 21,3 (4,3%) 6,6 675, 68,8 (,9%) 232, 2 44,5 2 64,4 18,2% 2,4 236,2 175,6 34,5% 6, ,1 6 69,1 1,6% 643, , ,7 21,2% GEPSA 5,8 63,5 22,1 187,7% GTS Majes 4,2 17,1 GTS Repartición 4,1 16,5 GTS Tacna 4,5 7,9 Hidrocañete 1,9 9,3 322, , ,5 5,6% 1, 13,9 17,2 (19,%) MAPLE Etanol 11,6 3,6 Petramas 2,5 26,9 1, 2 569,5% 8,2 135,8 14,4 (3,3%) 43,5 638,3 669,7 (4,7%) 19, 73,2 2,3 221,2 113,2 95,3% 1, 17,7 2,6 (14,2%) 3,7 56,5 5,3 12,1% 138, , ,7 51,9% 63, 863,5 444,3 94,4% Total 3 18, , ,7 6,% En noviembre, la producción de las plantas a gas natural representaron el 4,2% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 45,8%. Las plantas a carbón representaron el 2,2% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron,2%. Producción Producción Termoeléctrica Producción Renovable Hidroeléctrica Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Biogas Solar GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % 8,2,5% 8,7 42,9% 85, 4,7% 19,3 6,1% 14,8,8%,5,% 37, 17,1% 38, 24,1% 19,9 1,6% 86,3 4,8% 19,6 1,5%,8 3,4% 6,6 3,4% 226,4 12,6% 5,6,4%,3,8% 8,2,5% 12,2 1,% 596,8 33,3%,2 5,9% 3,4 91,7% 85,5 4,8% 489,1 38,2% 68,1 1,%,8 28,6%,3 6,9% GEPSA 5,8,3% GTS Majes 4,2 33,% GTS Repartición 4,1 32,1% GTS Tacna 4,5 34,9% Hidrocañete 1,9,1% 322,2 25,2% 1,,1% MAPLE Etanol 11,56 57,1% Petramas 2,5 1,% 8,2,5% 43,5 2,4%,1,2% 19, 1,5% 2,3 1,6% 1, 35,1%,2,43% 3,7,2% 138,8 7,7% 63, 4,9% Total 1 791,5 1,% 1 278,8 1,% 68,1 1,% 2,8 1,% 3,7 1,% 2,2 1,% 2,5 1,% 12,8 1,% Producción de Energía por 212 Evolución de la Producción de Energía por Fuente de Generación y Tipo de Combustible 212,5% 2,7% 3,4%,6%,2% 3,3%,3% 19,3% 1,9%,3%,3% 7,3%,6% 2,% 4,4%,6% 18,9%,1%,6% 2,2% GEPSA 1,1%,3% 1,4%,2% GTS Majes,1% GTS Repartición,1% GTS Tacna,1% Hidrocañete,1%,3% MAPLE Etanol,4% Petramas,1% GW.h Dic11 Ene12 Feb12 Mar12 Abr12 May12 Jun12 Jul12 Ago12 Sep12 Oct12 Nov12 HIDRO GAS NATURAL CS CARBON RESIDUAL DIESEL RENOVABLE MÁXIMA DEMANDA COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE GENERACIÓN En noviembre, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 2 a las 19:15 horas y alcanzó 5 212,1 MW, lo cual representó un 6,36% de aumento respecto a la máxima demanda de noviembre de 211. Con relación al mes de octubre la máxima demanda aumentó en 2,62%. La generación hidroeléctrica, en lo que se refiere a la máxima demanda, no ha sufrido mayores variaciones desde el año 22; su participación en el SEIN ha decrecido a favor del incremento de la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 14,9% a 47,4% desde dicho año a noviembre de 212. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN es de 44,7%, mayor a la registrada en noviembre del año anterior que fue de 41,%. Cobertura de la Máxima Demanda SEIN (MW) Variación 212/211 % Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Enero ,8% 13,5% 3,9% 6,% Febrero ,8%,9% 36,2% 4,9% Marzo ,9% 17,% 44,7% 8,2% Abril ,9% 17,7% 32,2% 6,4% Mayo ,7% 1,6% 72,4% 7,5% Junio ,9% 4,1% 21,2% 5,6% Julio ,1% 8,2% 6,4% 7,2% Agosto ,6% 11,1% 4,1% 6,8% Septiembre ,% 5,6% 44,1% 4,9% Octubre ,6% 4,1% 6,1% ,8% 12,1% 216,4% 6,4% Diciembre MD a Nov ,8% 12,1% 21,1% 6,4% % 51,9% 47,4%,7% 1,% 54,8% 45,%,2% 1,% Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación y Tipo de Combustible en 212/211 44,7% 41,% ,8% ,9% 2,8% 1,2%,2% 2,5%,2%,7% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable 2

3 Operación del Sector Eléctrico COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS disminuyó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 18,6% a 15,8% con relación al año 211, al igual que de 22,% a 19,9% y de 8,2% a 6,5%; mientras que aumentó su participación de 16,2% a 2,3% al igual que de 11,9% a 12,5%, de 2,6% a 3,9% y Celepsa de 2,3% a 3,5%. Cobertura de la Máxima Demanda SEIN (MW) 212 Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total 12, 12, 13,2 13,2 182,7 182,7 177,6 177,6 18,7 18,7,8,8 446, 59,8 1 36,8 13,7 13,7 163, 41,5 24,5 86,2 86,2 338, 338, 3,1 22,2 25,3 819,2 3,1 822,3 132,2 924,5 1 56,8 GEPSA 9,2 9,2 Hidrocañete 3,2 3,2 65,6 65,6 1,9 1,9 MAPLE Etanol, 18,2 18,2 Petramas 2,7 2,7 9,3 9,3 8,7 8,7, 27,7 27,7 28,8 28,8 4,7 4,7 218,2 218,2, 168,4 168,4 Total 2 76, ,4 34, ,1 12,5% Hidrocañete,1% MAPLE Etanol,3%,4% GEPSA,2% Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por s 212 1,5%,2% Petramas,1% 2,3%,5%,5%,1% 15,8% 4,2% 3,2%,2%,5% 19,9% 6,5%,2% 3,5% 3,4%,4%,2%,3% 3,9% 1,6% DESPACHO DE CENTRALES PARA LA COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue el ciclo combinado de la C.T. Ventanilla con combustible Gas Natural y costo variable de 1,4. El valor más alto de costo marginal que se obtuvo fue de 1,6 ctv US $/kw.h en la barra Andaychagua; mientras que el menor valor de costo marginal fue de 1,3 ctv US $/kw.h en la barra Malpaso. Costo Marginal por Barra de Transferencia en Hora de Máxima Demanda Barra de Transferencia Tensión Cmg () Andaychagua 4,16 1,6 Casapalca 5 1,6 Chilina 33 1,5 Talara 22 1,5 Toquepala 138 1,5 Piura 22 1,5 Puno 22 1,5 Cerro Verde 138 1,4 Socabaya 138 1,4 Montalvo 22 1,4 Trujillo Norte 22 1,4 Aguaytía 22 1,4 Santa Rosa 22 1,4 Cajamarquilla 22 1,4 Independencia 22 1,4 Malpaso 5 1,3 MW Despacho de Generación para el Día de Máxima Demanda Martes 2 de del ,1 :15 1: 1:45 2:3 3:15 4: 4:45 5:3 6:15 7: 7:45 8:3 9:15 1: 1:45 11:3 12:15 13: 13:45 14:3 15:15 16: 16:45 17:3 18:15 19: 19:45 2:3 21:15 22: 22:45 23:3 Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Biogas MaxDem EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA Y POTENCIA FIRME DESPACHADA La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de noviembre de 212 representó el 7,9% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponible de 29,1%. Máxima Demanda (MW) Potencia Firme (MW) Potencia Firme Despachada (MW) (*) Var % PF/MD1 Enero 4 863, ,8 5 32,9 29,4% Febrero 4 899, , ,3 26,9% Marzo 5 99, , ,7 22,% Abril 5 49, ,2 5 54,2 23,5% Mayo 5 71, , ,5 23,9% Junio 5 29, , ,6 26,7% Julio 5 3, , ,5 26,1% Agosto 4 992, , ,4 27,4% Septiembre 5 26, , ,5 14,8% Octubre 5 79, , ,9 29,6% 5 212, ,3 6 29,1 41,1% Diciembre MW Máxima Demanda Potencia Firme y Potencia Firme Despachada Nov11 Dic 11 Ene12 Feb 12 Mar12 Abr12 May12 Jun12 Jul 12 Ago12 Sep 12 Oct 12 Nov 12 Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada (*) Corresponde a la sumatoria de las Potencias Firmes de las centrales que participaron en la hora de máxima demanda. 3

4 CAUDAL NATURAL RÍO MANTARO RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en noviembre de 212, fue mayor en 41,9% con relación a octubre del 212. Así mismo el caudal natural conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser mayor en 56,5% con relación a octubre. Caudal Natural Río Mantaro Caudal Natural Ríos Rímac y Santa Eulalia m3/s m3/s Max (22211) Min (22211) 212 Max (22211) Min (22211) 212 VOLÚMENES ALMACENADOS LAGO JUNÍN LAGUNAS EDEGEL El volumen de agua registrado en el lago Junín en noviembre del 212, aumentó en 29,3% con relación al mes anterior. Así mismo el volumen de agua registrado en las lagunas de en noviembre, fue menor en 5,1% con relación a octubre. Volumen Útil del Lago Junín Volumen Útil de las Lagunas de Millones de m Millones de m Max (22211) Min (22211) 212 Max (22211) Min (22211) 212 LAGUNA ARICOTA CUENCA RÍO CHILI El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en noviembre, ha sido menor en 1,2% con relación al mes de octubre. En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe y Pillones) el volumen de agua registrado en noviembre del 212, fue menor en 6,7% con relación al mes de octubre. Volumen Útil de la Laguna Aricota Volumen Útil Cuenca Río Chili Millones de m Millones de m Max (22211) Min (22211) 212 Max (22211) Min (22211) 212 4

5 Operación del Sector Eléctrico COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA EVOLUCIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA SEIN El valor promedio ponderado mensual del costo marginal de energía para el SEIN correspondiente al mes de del 212, fue 5% menor respecto al valor registrado el mismo mes del 211. Costos Marginales Variación (ctv U$$/KW.h) SEIN 212 SEIN 211 % Enero 2,9 1,76 19% Febrero 2,33 2,17 7% Marzo 3,82 2,16 76% Abril 2,67 1,79 49% Mayo 2,72 1,88 45% Junio 4,55 2,59 76% Julio 5,8 2,4 184% Agosto 3,5 3,15 11% Septiembre 3,64 3,36 8% Octubre 2,88 2,71 6% 1,44 2,86 5% Diciembre Ponderado a 3,22 2,41 34% % Participación 1% 95% 9% 85% 8% 75% 7% 65% 6% 55% 5% Nov11 Producción de Energía vs Costos Marginales SEIN Dic 11 Ene 12 Feb 12 Mar12 Abr12 May12 Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Costo Marginal Jun12 Jul12 Ago12 Sep12 Oct12 Nov12 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Ctv US$/kW.h NOTA: Los costos marginales desde el año 29 se están determinando sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, restricciones establecidas por el D.U COSTOS MARGINALES Y PRECIOS REGULADOS DE ENERGÍA SEIN En noviembre el costo marginal en las horas de punta disminuyó en 45,2% respecto al mes anterior, en las horas fuera de punta disminuyó en 51,9%. El costo marginal en horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue mayor en 71,4%. Costos Marginales y Precios Regulados de Energía () Hora Punta Fuera de Punta Ponderado CMg PR CMg PR CMg PR Enero 3,42 3,64 1,77 3,49 2,9 3,52 Febrero 3,45 3,66 2,5 3,51 2,33 3, Costos Marginales del SEIN Marzo 5,91 3,58 3,29 3,43 3,82 3,46 Abril 4,41 3,62 2,25 3,46 2,67 3,49 Mayo 4,37 4,27 2,31 3,9 2,72 3,97 Junio 5,34 4,34 4,36 3,95 4,55 4,3 Julio 6,96 4,46 5,53 4,7 5,8 4,14 Agosto 3,95 4,49 3,39 4,1 3,5 4, Septiembre 4,36 4,52 3,47 4,12 3,64 4,2 Octubre 3,94 4,47 2,62 4,7 2,88 4,15 Nov11 Dic 11 Ene 12 Feb12 Mar12 Abr12 May 12 Jun12 Jul 12 Ago 12 Sep12 Oct12 Nov 12 2,16 4,55 1,26 4,15 1,44 4,23 Diciembre Punta F.Punta Ponderado CMg CMg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado En noviembre el precio regulado de energía (PR) fue 193,8% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes. Precios Regulados vs Costos Marginales Precio Regulados del SEIN 7, 5, 6, 4,5 5, 4, 3, 2, 1, 4, 3,5 3,, 2,5 Nov 11 Dic 11 Ene 12 Feb12 Mar12 Abr12 May12 Jun12 Jul 12 Ago12 Sep 12 Oct12 Nov 12 Nov11 Dic 11 Ene 12 Feb12 Mar12 Abr 12 May 12 Jun 12 Jul12 Ago 12 Sep 12 Oct 12 Nov 12 Precio Regulado Costo Marginal Punta F.Punta Ponderado 5

6 COSTOS MARGINALES PROYECTADOS Ejecutado Punta Costos Marginales Ejecutados y Proyectados () Ejecutado Fuera Punta Costos Marginales Proyectados () Punta Fuera Punta Ponderado Diciembre12 2,17 1,42 1,57 Enero13 1,71 1,51 1,55 Febrero13 1,67 1,47 1,51 Marzo13 3,7 1,57 1,87 Abril13 3,31 1,83 2,12 Mayo13 3,53 2,34 2,57 Junio13 1,69 1,62 1,63 Julio13 2,14 1,62 1,72 Agosto13 4,52 2,5 2,91 Septiembre13 4,9 2,85 3,1 Octubre13 3,79 2,5 2, ,13 2,65 2,94 Ejecutado Ponderado Proyectado COES Ponderado Desviación respecto al Proyectado COES Jun12 6,96 5,53 5,8 3,65 58,9% Jul12 3,95 3,39 3,5 2,21 58,4% Ago12 4,36 3,47 3,64 2,51 45,% Sep12 3,94 2,62 2,88 3,56 19,1% Oct12 3,94 2,62 2,88 3,56 19,1% Nov12 2,16 1,26 1,44 2,61 44,8% En noviembre, los costos marginales estuvieron 44,8% por debajo de los precios proyectados por el COES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica variación estacional entre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en el primer periodo se espera que éstos varíen entre 1,51 y 2,12, mientras que en periodo de estiaje, los mismos estarían entre 1,63 y 3,1. Los costos marginales proyectados son resultados del Programa de Mediano Plazo elaborado por el COES de acuerdo con su Procedimiento PR 37, siendo de carácter referencial y nos brindan una señal de su posible comportamiento para los próximos meses Ene12 Feb12 Mar12 Abr12 May12 Jun 12 Costos Marginales del SEIN Jul 12 Ago 12 Sep12 Oct12 Nov12 Dic12 Proyectado COES Punta Proyectado COES Fuera Punta Ejecutado Ponderado Proyectado COES Ponderado Ene13 Feb 13 Mar13 Abr13 May13 Jun13 Jul13 Ago13 Sep13 Oct13 Nov13 COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE LAS CENTRALES QUE OPERAN CON GAS NATURAL Y CARBÓN Aguaytía Costos Variables de Operación de Centrales a Gas Natural y Carbón () Malacas (TG1) Malacas (TGN4) (TG1) Ventanilla (CC) Sta. Rosa West Sta. Rosa (UTI) Chilca (TG1) Ene12 4,34 23,75 8,15,45 1,57 2,27 2,59,44 5,2 Feb12 4,37 24,18 8,11,45 1,63 2,34 2,73,44 4,5 Mar12 4,36 25,92 8,12,45 1,62 2,35 2,69,44 4,42 Abr12 4,38 26,55 8,4,45 1,61 3,25 2,75,44 4,52 May12 4,36 26,68 8,28,45 1,64 3,5 2,74,44 4,79 Jun12 4,28 27,9 7,91,45 1,68 2,48 2,74,44 4,79 Jul12 4,27 22,23 8,37 2,6 1,36 3,42 3,85,44 4,78 Ago12 4,28 21,93 8,31 2,4 1,35 3,36 3,73,44 4,76 Sep12 4,3 2,92 8,31 2,8 1,35 6,15 3,97,44 4,73 Oct12 4,31 21,64 8,24 2,8 1,35 4,31 4,23,44 4,73 Ilo 2 Costos Variables de Operación de Centrales a Gas y Carbón (Promedio Mensual) 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Dic 11 Ene 12 Feb12 Mar12 Abr12 May 12 Jun 12 Jul 12 Ago12 Sep12 Oct12 Nov Malacas (TG1) Nov12 4,37 22,1 8,59 2,6 1,35 4,3 4,2,39 4,73 Dic12 Aguaytía Malacas (TGN4) Ventanilla (CC) Sta. Rosa West Sta. Rosa (UTI) Chilca (TG1) Ilo 2 Malacas (TG1) NOTA: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 212, para el periodo comprendido entre julio 212 a junio 213. TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA Y POTENCIA EN EL SEIN TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA GW.h Miles de US$ Entregas Retiros Venta Compra 625,2 511,2 629,8 598, 665, ,2 596,1 47,5 419,3 315,4 472,6 3 63,8 245,8 169, ,1 177,7 27,1 91,1 16,8 64,5 23,4 14,5 63,4 495, 82,3 78,3 35,5 62,4 69,7 1 38,8 59,9 68,5 283, 31,9 71, ,9 2,1 2,5 72, 18,7 275,7 18,6 42, ,9 14,8 195, 8,7 (,) 115,4 8,1 5, 25,9,2 34, 478,7 8, 7,2 51,7 6, 7,6 41,4 GEPSA 5,7, 81,2 GTS Tacna 4,5, 62,8 GTS Majes 4,2, 57,6 GTS Repartición 4,1, 56,5 3,7 53,4 MAPLE Etanol 3,,8 25,4 Petramas 2,4 33,3 Hidrocañete 1,8 23,4 1, 11,9,5 5,3 Retiros sin Contrato 6,4 Saldo Res. 14,1 Total 3 139, ,9 9 82,6 9 82,6 GW.h Transferencia de Energía Activa del SEIN GW.h Entregas GW.h Retiros Nota1: Los montos de transferencia de energía activa incluyen los pagos por entregas y retiros de energía activa y por los servicios complementarios. Nota2: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energías realizadas en las barras de transferencia. Nota3: Los montos de retiros de las empresas distribuidoras sin contrato, se han prorrateado entre todas las empresas generadoras de acuerdo con el Decreto de Urgencia Aguas y Energía Perú 6

7 Operación del Sector Eléctrico TRANSFERENCIA DE POTENCIA Miles de US$ Venta Compra 2 85, ,1 473,8 18,4 144,1 62,9 55,9 51,8 35,3 34,2 28,4 Petramas 25,8 GEPSA 18,1 Hidrocañete 13,1 7,1 1,9 MAPLE Etanol 3, 3,9 41,2 53,5 64,7 316,3 488,8 53, 555,5 557,8 767,4 987, Total 4 342, 4 342, En noviembre del 212, las transferencias por potencia entre integrantes del COESSINAC fueron del orden de 4,3 millones de US$. Miles de US$ 2 85, Transferencia de Potencia ,1 Petramas GEPSA Venta Hidrocañete MAPLE Etanol Compra 767,4 987, PAGO POR PEAJE DE CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN PCSPT SPT SGT Pago (Miles de US$) Cargos Adicionales CCVOACMG CCVOARSC CSS CGA 1 938, ,2 78, 1 232, , ,8 1 23, 61, , , ,4 1 23,5 61, ,5 3 94, ,6 1 6,1 6,7 793, ,5 582,8 41,6 24,2 412, ,4 513,1 344,3 2,8 49, ,8 35,3 194,3 11,7 164,9 676,3 241,7 162,2 9,8 1,7 514,4 229,9 154,3 9,3 67,7 461,2 222,4 149,2 9, 161,6 542,3 178,4 115,7 7, 195, 496,1 157,8 16,1 6,4 5,5 32,7 15,4 1,9 6,1 134,2 391,6 111, 74,5 4,5 218,5 48,5 61,9 43,2 2,6 3,4 138,1 44,3 29,7 1,8 85,9 161,7 19,1 12,9,8 12,7 45,5 8,1 5,4,3 7,4 21,2 1,2,8,1,4 2,5 Total 9 312, , 376, , ,1 CCVOACMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo Marginal CCVOARSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin Contrato CSS: Compensación por Seguridad de Suministro CGA: Compensación por Generación Adicional Total En noviembre del 212, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) fue alrededor de 22,7 millones de US$. Dicho monto está constituido en un 41,1% (9 312,7 / ,1 ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT y SGT, mientras que, el 58,9% corresponde a los cargos adicionales establecidos por el D.L. 141, D.U y D.U Miles de US$ Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión Cargos Adicionales SPT SGT Aguas y Energía POTENCIA FIRME POTENCIA FIRME POR EMPRESA Potencia Firme (MW) 212 Hidráulica Térmica Renovable Total 12,6 12,6 12, 12, 217,4 217,4 165,4 165,4 1,2 1,2,4,4 552,7 95, ,8 115,5 115,5 153,7 139,2 292,8 88,8 88,8 352,8 244,8 597,6 34,8 22,7 57,5 886, 153,1 1 39,1 136,8 1 64,2 1 21, GEPSA 3,7 3,7 Hidrocañete 2,5 2,5 835,2 835,2 1,4 1,4 MAPLE Etanol 16,1 16,1 Petramas 4,9 4,9 19,6 19,6 113,1 5,8 118,9 28,1 28,1 28,3 28,3 62,2 62,2 5,4 5,4 259,6 259,6 17,2 17,2 Total en el mes 3 16, ,3 33, 6 823,9 El total de Potencia Firme registrada en noviembre fue mayor en 11,71% respecto al mes de octubre; de los cuales 3 16,6 MW fueron hidráulicos, 3 774,3 MW térmicos y 33, MW renovables. Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron,,, y con 21,4%, 17,6%, 15,2%, 12,2% y 8,8% respectivamente. MAPLE Etanol,2% Hidrocañete,4% GEPSA,1% Potencia Firme del SEIN 212,4% 1,7%,4%,3% Petramas,1%,2% 17,6% 12,2%,9%,1% 15,2% 3,8% 2,5% 21,4%,8% 8,8%,2%,2% 2,4% 3,2%,1%,1% 1,3% 1,7% 4,3% 7

8 POTENCIA FIRME Y POTENCIA DISPONIBLE DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Potencia Firme (MW) Pot. Media en HP (MW) Exceso (MW) Déficit (MW) % 12,6 11,4 1,2 9,5% 217,4 181,2 36,2 16,7% 165,4 175, 9,6 5,8% 1,2 21,2 11, 17,8%,4,7,4 1,% 552,7 462,8 89,9 16,3% 153,7 144,6 9,1 5,9% 88,8 85, 3,8 4,3% 352,8 341,8 11, 3,1% 34,8 2,7 14,1 4,5% 886, 849,8 36,2 4,1% 136,8 128, 8,8 6,4% GEPSA 3,7 8,1 4,4 118,9% Hidrocañete 2,5 2,6,1 4,% 1,4 1,5,1 7,1% 19,6 11,6 8, 4,8% 113,1 64,7 48,4 42,8% 5,4 4,9,5 9,3% 259,6 28,1 51,5 19,8% TOTAL 3 16, ,6 293, 9,7% ESTATAL 1 286, ,9 1,7 7,8% PRIVADA 1 73, ,8 192,3 11,1% (*): Porcentaje de los excesos o déficit respecto a la potencia firme correspondiente. MW Potencia Firme vs Potencia Media en HP Potencia Firme (MW) Pot. Media en HP (MW) Exceso (MW) 12% 1% 8% 6% 4% 2% % POTENCIA FIRME Y POTENCIA DISPONIBLE DE LOS GRUPOS TÉRMICOS La potencia disponible de las centrales termoeléctricas está determinada por la potencia efectiva multiplicada por las horas disponibles de las unidades, dividida entre las horas totales del mes. El cuadro muestra la potencia disponible de las centrales térmicas que durante el mes de del 212, tuvieron horas de indisponibilidad (programada o fortuita). Para el resto de centrales termoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva. Potencia Horas Man Horas Ind Tot Horas Tot Horas Potencia Potencia Exceso Déficit % Central Unidad Efec.(MW) Programa Fortuita Indisp Disp Firme (MW) Disp.(MW) (MW) (MW) (*) TUMBES MAK1 7,5 72, 72, 7,5 7,5 1,% TUMBES MAK2 7,5 38,9 38,9 411,1 8,2 4,3 3,9 47,3% CHILINA C. C. 2, 696, 696, 24, 15,5 9,3 6,1 96,67% CHILINA TV 2 6, 72, 72, 6, 2,6 3,3 1,% PIURA MIRRL1 1,3 384, 384, 336,,6,6 2,2% PISCO TG1 34, 336, 336, 384, 34, 18,1 15,9 46,8% PISCO TG1 34, 48, 48, 312, 34, 34, 1,% MOLLENDO MIRRL 1, 2 y 3 3, 336, 336, 384, 16, MOLLENDO MIRRL 1, 2 y 3 3, 48, 48, 312, 13, HECHOS RELEVANTES REGISTRADOS EN NOVIEMBRE EN EL SEIN Central Grupo Potencia Efectiva (MW) Inicio Final Motivo y Observaciones Grupo Térmico CHILINA TV 2 6, : : Mantenimiento a la bomba de vacío de la turbina CHILINA C. C. 2, : : Reparación de sistema de alimentación de corriente continua, baterías del turbo gas PISCO TG1 34, : : Metalizado de eje de caja reductora, alineamiento MOLLENDO MIRRL 1, 2 y 3 3, : : Cables de fuerza y control inutilizables, producto de incendio ocurrido en casa de máquinas. PIURA MIRRL1 1, : : Inspección de unidades de potencia, generador y otros TUMBES MAK1 7, : : Cambio de rodamientos y otros componentes en el turbocompresor TUMBES MAK2 7, : :55 Cambio de casquillo de cojinete de biela del motor primo Grupo Hidráulico CHARCANI I G1, : : Rebobinado de generador por siniestro MANTARO G3 12, : :46 Mantenimiento mayor: cambio de sellos mecánicos (fijo y móvil) HUANCHOR G2 9, : :49 Mantenimiento mayor turbina SAN GABAN G1 55, : : Inspección y reparación de bobinas del generador PARIAC CH 4II 1, : :42 Mantenimiento mayor, cambio de rodete y reparación de brida del eje de turbina PARIAC CH 2, : : Mantenimiento mayor (cambio de blindajes y rodetes) Otros Chilca I CENTRAL 811, : Ingreso en operación comercial de reconversion a ciclo combinado de la CT Chilca I ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, División de Generación y Transmisión Eléctrica Av. Canadá 146, Lima 41, Perú / Teléfonos: , Fax: postmaster.gart@osinerg.gob.pe / web: 8