Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad

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1 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO Editorial Contenido Indicadores del mercado eléctrico...pág 2 Objetivo central de la política del subsector electricidad.. Pág. 3 Parque de generación de energía hidroeléctrica...pág 4 Aspectos relevantes del mercado de energía eléctrica - ro rero Pág.5-6 Comportamiento hidrológico para generar energía... Pág.7 Consumo de gas natural, en el sector eléctrico....pág. 8 Noticias del subsector eléctrico... Pág.9 Misceláneas en energía.... Pág 1 Visite la pagina web del MEM SE PROMOVERÁ CONSTRUCCIÓN DE HIDROELÉCTRICAS Y LA OFERTA PREVISTA ESTÁ ASEGURADA PARA ATENDER DEMANDA DE CRECIMIENTO ECONÓMICO El Ministro de rgía y Minas, Jorge Merino Tafur, manifestó que el tema de seguridad energética en el país está cubierto y que se está apuntando ahora a promover la construcción de nuevas centrales hidroenergéticas 1 para atender la demanda de nuestro crecimiento económico que es del orden del 6,7%. Con relación a la información oficial disponible en esta, las inversiones en generación de electricidad superarán los 5 millones de dólares hasta el año 216 y que su ejecución hasta este año permitirá generar 4,3 gigavatios (GW) aproximadamente. Esto permitirá atender la demanda de electricidad de acuerdo al crecimiento económico del país. Del total de energía que se va a obtener, 1,4 GW será en centrales hidroeléctricas nuevas, 1,37 GW en centrales térmicas a gas de ciclo combinado,,8 GW de reserva fría y,6 GW en energías renovables. Al respecto, el ingreso de la cuarta unidad de la Central Térmica Kallpa (una turbina a vapor de 292 MW, con la cual completa su ciclo combinado) está registrado para octubre de 212, y para diciembre de este año se espera la entrada en operación de la CT Chilca (596 MW). Asimismo, están considerados tres proyectos adjudicados de reserva fría (8 MW) que deben entrar en operación comercial a más tardar el año 213. En setiembre de 213 se prevé también el ingreso de la Central Térmica Santo Domingo de los Olleros (196 MW). En el 215 operará la Central Hidroeléctrica Cheves (168 MW), la CH Quitaracsa (112 MW) y la CH Pucará (149 MW). Asimismo, se estima para el año 215 la operación de la CH Santa Teresa (9 MW). Finalmente, las centrales hidroeléctricas Chaglla (49 MW) y Cerro del Aguila (42 MW) deben entrar en operación comercial el 216. Con relación a la infraestructura del sistema de transmisión, Proinversión ha comprometido la ejecución de km de nuevas líneas de transmisión en 5 kv y de km de nuevas líneas de transmisión en 22 kv, respectivamente, por un monto total de US$ 129,9 millones, las mismas que entrarán en operación a finales del 213. DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD Mediante una Resolución Suprema, el Poder Ejecutivo aprobó la transferencia de la concesión definitiva que, para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la central hidroeléctrica Santa Teresa, efectúa la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu a favor de Luz del Sur. EGEMSA y Luz del Sur presentaron a la Dirección General de Electricidad el Contrato de Cesión de Posición Contractual de fecha 28 de noviembre de 211, mediante el cual la primera transfiere a favor de la segunda la concesión definitiva de generación. 1 NP-MINEM

2 * * Ministerio de rgía y Minas I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO INDICADORES DEL MERCADO ELÉCTRICO I- INCREMENTOS DE VARIABLES OPERATIVAS ENERO FEBRERO I.1 Máxima Demanda del COES-SEIN Figura N 1 En la Figura Nº 1 se muestra el comportamiento de la máxima demanda -MD de los meses de enero y febrero del periodo En enero 212 la MD creció 6,% más que en enero 211; mientras en el mes de febrero aumentó 4,9% con relación a la MD del periodo similar del año anterior. MW Máxima Demanda enero-febrero ,9% 7,4% 4,9% 6,% 2,7% 2,4% 11,% 9,9% ,% 4,9% * I.2 Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional En el periodo , según se grafica en la Figura Nº 2, la generación hidroeléctrica y térmica de los meses de enero y febrero se observó lo siguiente: la producción hidroeléctrica en enero 212 fue 3,7% mayor al mismo indicador del 211; y en febrero aumentó 3,9% respecto a la generación de febrero 211. Asimismo, la generación térmica de enero 212 aumentó 11,% comparado con la energía térmica generada en enero 211; y al comparar la generación térmica de febrero 211 y febrero 212, se incrementó 1,7%. GW.h ,8% 1872 * 1747 Figura N 2 Producción de energía del mercado eléctrico ro - rero ,7% ,8% 6,2% 3,5% 37,5% ,% ,3% ,% 9 14,7% ,% ,7% ,9% 13,1% 11,% * Valor preliminar Hidro- Hidro- Termo- Termo- I.3 Venta de energía a cliente final Figura N 3 El comportamiento de las ventas de energía en el periodo se visualiza en la Figura Nº 3, donde las ventas a clientes libres en enero 212 creció 4,8% con relación a las correspondientes a enero 211; y en febrero 212 dichas ventas aumentaron 6% más que las realizadas en febrero del 211. GW.h ,1% ,6% Venta de energía a cliente final ro - rero ,4% 1 9 4,9% ,7% ,2% ,% 11,6% ,% 4,8% * Valor preliminar Libre- Libre- Regulado- Regulado- 2

3 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO II. LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA: OBJETIVO CENTRAL DE LA POLÍTICA DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD 2 "Garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía, que demanda el crecimiento y desarrollo socioeconómico". Entendamos por energía tanto la electricidad como los hidrocarburos (petróleo, diesel, residual, GLP, gas natural, etc). Con relación al objetivo central de la política del subsector, en la Figura Nº 4 se representa las características de dos estrategias relevantes que nos permitirá lograr nuestro objetivo central. Una de las prioridades que tenemos como país, es incrementar nuestra seguridad energética, para ello, se debe prever acciones concretas (1) brindar más confiabilidad a nuestros suministros energéticos, restituyendo en el caso de la oferta eléctrica el margen de reserva operativo; (2) en una segunda etapa generar la energía para el mercado interno con recursos energéticos propios, es decir, al conseguir nuestra autosuficiencia -esta es la corriente actual en todos los países- y (3) lograr en los tratados comerciales o acuerdos internacionales que los recursos destinados a energía sean de prioridad para el mercado interno, es decir, la política se ciñe a una prelación interna. Se han realizado avances en el seno de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) en temas de armonización de los marcos regulatorios, estamos ad portas de aprobar el Reglamento de Interconexiones Internacionales en el marco de la Decisión CAN 757. Es decir, con este reglamento que está concordado con Ecuador y Colombia regirá los contratos bilaterales entre Perú - Ecuador o Perú Colombia. Otra prioridad es la Planificación rgética, con un enfoque de desarrollo sostenible, para garantizar el abastecimiento de la demanda interna y promover que las inversiones en proyectos se ejecuten con criterios de sostenibilidad económico, social y ambiental. A) LA SEGURIDAD ENERGÉTICA Figura N 4 INCREMENTAR LA SEGURIDAD ENERGÉTICA CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO Abastecimiento oportuno y con adecuados márgenes de reserva AUTOSUFICIENCIA La oferta de energía en el mercado interno a partir de los recursos propios del país PRELACION INTERNA Recursos para prioridad del mercado interno B) LA PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA 2 Fuente: Exposición del Director General de Electricidad marzo

4 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO III. PARQUE DE GENERACIÓN DE ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL COES SEIN Las principales centrales hidroeléctricas que pertenecen al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES- SEIN), representan una potencia efectiva de 3 115,7 MW, según se aprecia en la Figura Nº 5, este parque hidroeléctrico según su tecnología, las centrales cuentan con 63 unidades con turbinas Pelton (potencia efectiva asociada: 2 648,5 MW); 43 unidades con turbinas Francis (449,9 MW), 3 unidades con turbinas Kaplan y, 2 unidades con turbinas Turgo. En la citada figura también se muestra otras características como el caudal máximo de agua que desplaza la turbina y por consiguiente se detalla el factor de producción MW/m3/seg. Figura N 5 CENTRALES HIDROELECTRICAS Tipo de Turbina Fuente: COES SEIN 211 Elaboración: MEM/DGE/EPE Turbinas N de Potencia Efectiva Unidades Asociada(MW) Francis ,89 14,4% Pelton ,5 85,% Kaplan 3 15,71,5% Turgo 2 1,66,1% Total (MW) 3115,76 1,% Kaplan;,5% Pelton; 85,% Turgo;,1% Francis; 14,4% % Empresa Central Potencia Efectiva (MW) FACTOR DE PRODUCCION MW/m3/seg CAUDAL MAXIMO m3/seg Tipo de Turbina N de Unidades SN POWER CAHUA 43,11 1,89 22,86 Francis 2 SN POWER PARIAC 4,95 2,5 2,42 Francis y Turgo 4 y 2 SN POWER GALLITO CIEGO 38,15,85 44,82 Francis 2 SN POWER SAN ANTONIO,58 2,9 Francis 1 SN POWER SAN IGNACIO,42 2,5 Francis 1 1,93 SN POWER HUAYLLACHO,19,2 Pelton 1 SN POWER MISAPUQUIO 3,87 2, Pelton 2 SN POWER MALPASO 48,2,68 7,97 Francis 4 SN POWER OROYA 9,48 1,47 6,45 Pelton 3 SN POWER PACHACHACA 9,65 1,47 6,56 Pelton 3 SN POWER YAUPI 112,68 4,24 26,1 Pelton 5 EDEGEL HUINCO 247,34 9,89 25,8 Pelton 4 EDEGEL MATUCANA 128,58 8,2 15,37 Pelton 2 EDEGEL CALLAHUANCA 8,43 3,66 21,97 Pelton 4 EDEGEL MOYOPAMPA 66,13 3,7 17,88 Pelton 3 EDEGEL HUAMPANI 3,18 1,63 18,52 Francis 2 EGENOR CARHUAQUERO 95,11 4,9 23,25 Pelton 3 EGENOR CARHUAQUERO IV 9,98 3,99 2,5 Pelton 1 EGENOR CAÑA BRAVA 5,71,3 19,3 Kaplan 1 EGENOR CAÑON DEL PATO 263,49 3,39 77,82 Pelton 6 ELECTROPERU MANTARO 67,66 6,32 16,14 Pelton 3 ELECTROPERU RESTITUCION 215,36 2,1 12,7 Pelton 7 EGASA CHARCANI 1 1,73,21 1, Francis 2 EGASA CHARCANI 2,6,1 4,8 Francis 3 EGASA CHARCANI 3 4,58,46 8,51 Francis 2 EGASA CHARCANI 4 15,3 1,2 15, Francis 3 EGASA CHARCANI 5 144,62 5,92 24,9 Pelton 3 EGASA CHARCANI 6 8,95,6 15, Francis 1 EGEMSA MACHUPICCHU 88,8 3,2 29,45 Pelton 3 SAN GABAN SAN GABAN II 113,1 5,94 19,3 Pelton 2 EGESUR ARICOTA 1 22,5 4,89 4,6 Pelton 2 EGESUR ARICOTA 2 12,4 2,7 4,6 Pelton 1 ENERSUR YUNCAN 136,76 4,62 29,57 Pelton 3 SOC.MIN.CORONA HUANCHOR 19,63 1,79 1,8 Francis 2 SANTA CRUZ SANTA CRUZ I 6,96 3,5 Francis 2 SANTA CRUZ SANTA CRUZ II 7,42,9 4, Francis 2 CHINANGO YANANGO 42,61 2,13 2, Francis 1 CHINANGO CHIMAY 15,9 1,84 82,6 Francis 2 GEPSA LA JOYA 9,6 1,18 8,5 Francis 2 CELEPSA PLATANAL 217,38 5,35 4,64 Pelton 2 MAJA ENERGÍA RONCADOR 3,48,42 8,29 Francis 2 SINERSA POECHOS II 1,,33 3, Kaplan 2 ELÉCTRICA SANTA ROSA PURMACANA 1,79,42 3,5 Francis 1 AGUAS Y ENERGIA PIAS 1 12,6 2,1 6, Francis 2 Total 3115,77 4

5 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO IV. IV.1 ASPECTOS RELEVANTES SOBRE EL MERCADO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Balance oferta demanda En el periodo ro rero 212 del balance oferta - demanda, se ha registrado un incremento de la oferta en,3%, mientras la máxima demanda de potencia a febrero 212 fue 4,9% mayor al indicador similar del año 211. En este contexto, el balance nos muestra que el margen de reserva MR decreció de 42,2% a 33,6%, tal como se puede observar en el grafico Nº 6 Figura Nº ,2% 33,5% Balance Oferta - Demanda enero 211- febrero 212 del SEIN ,% 4,% ,% 3,% MW ,% 2,% 15,% 1,% 5,% % -11 F eb-11 M ar-11 A br-11 M ay-11 J un-11 J ul-11 A go -11 Sep-11 Oc t -11 N o v -11 D ic F eb-12,% Demanda (MW) Oferta (MW) MR (%) IV.2 Costo ginal y la Tarifa en Barra de diciembre 211 En el mes de febrero 212 el costo marginal promedio mensual del SEIN fue 11,3% mayor que el mes anterior, y llegó a 23,28 dólares por Megavatio-hora (2,32 cent$/kw.h), mientras que el correspondiente precio en barra aumentó,5% respecto al mes de enero 212 con un valor de 35,35 dólares por Megavatio-hora (3,53 cent$/kw.h). En la Figura N 7, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores. Figura N 7 Evolución mensual del Costo ginal y Precio de Barra de rgía Activa Mensual SEIN Costo Equivalente Barra Santa Rosa Mes Costo ginal Precio en Barra (US$/MW.h) (US$/MW.h) ,57 35,7-12 2,92 35, ,28 35, CMg Pomedio Corto Plazo Mensual Precio en Barra de rgía Activa Sep Set Sep Set Sep Sep US$/MW.h MESES Fuente: COES - SINAC - marzo 212 Elaboración: MEM/DGE/EPE 5

6 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO IV.3 Producción de electricidad por fuente de energía y la participación del gas natural en el mercado eléctrico Figura N 8 En el 211, el COES SINAC generó para el mercado eléctrico 35 31,9 GW.h, 8,6% mayor al generado el año 21. ha producción tiene la siguiente participación por fuente,del total, el 57,8% se generó co hidroenergía, 38,1 % con gas natural, 2,1% con carbón mineral, 1,8% con diesel y residual y,,2% con bagazo, como se muestra en la Figura Nº 8 Generación de energía por fuente al 211 Mercado Eléctrico Diesel y residual 1,8% Carbón 2,1% Bagazo,2% Gas Natural 38,1% Las centrales que generan energía con gas natural para el mercado eléctrico y, están integrados al COES SINAC son las siguientes: CT Aguaytia - Termoselva (22,6 MW), CT Malacas - EEPSA (159,3 MW), CT Ventanilla - Edegel (524 MW), CT Santa Rosa - Edegel (348,1 MW) C.T. Chilca1- rsur (559,8 MW), C.T. Kallpa (62,3 MW), C.T. Oquendo SDF rgía (38,9 MW), CT Las Flores Egenor (192,5 MW), CT Pisco Egasa (74,8 MW), CT Independencia Egesur (22,9 MW). Hidroenergía 57,8% TOTAL COES-SINAC 211: 35 31,87 GW.h Figura N 9 Al año 211, la capacidad instalada térmica a gas natural alcanzó 2 721,3 MW, que representa el 31,2% del total disponible a nivel nacional. Entre las centrales térmicas operativas a gas natural de mayor capacidad instalada, la CT Ventanilla, cuenta con dos grupos turbo gas y uno turbo vapor ciclo combinado, mientras la CT Kallpa y CT Chilca1 serán convertidas a ciclo combinado hasta fines de 212. En la Figura Nº 9 se graficó la capacidad instalada de las centrales a gas natural que según su procedencia, del total, el 86,8% utiliza el gas natural de Camisea, y el complemento corresponde al gas de aguaytia (CT Aguaytía) y del norte (CT Malacas). (M W) Potencia Instalada Térmica a Gas Natural ,3 Total Potencia Térmica a Gas Natural: 6 559, ,3 M W 524,1 Del total, el 86,8% utiliza el gas natural de Camisea ,1 3 22,64 192, ,3 1 74,8 38,9 22,9 C.T. Aguaytia C.T. Malacas C.T.Ventanilla C.T. Sta Rosa C.T. Chilca1 C.T. Kallpa C.T. Oquendo CT.Las Flores CT Pisco CT Independencia En la figura Nº 1, se muestra la estructura de la producción de electricidad por fuente en el año 24 antes de utilizar el gas de Camisea, como se observa el recurso hídrico es el principal con una participación de 76,2%, seguido del gas natural (GN) con 1,2%, y el diesel-residual con una participación de 9,1%. Al 211, la situación de dependencia con los combustibles fósiles como el diesel es mínima, su utilización para la generación con diesel se redujo de 9,1% a 1,8% por sustitución del gas natural de Camisea que permitió un incremento de la generación con GN de 1,2% a 38,1% y por consiguiente la participación de la generación hidroeléctrica bajó de 76,2% a 57,8%. Por consiguiente, con la diversificación de la matriz energética, el impulso de las energías renovables y las mejoras de la infraestructura en generación y transmisión de manera progresiva y sostenible; el abastecimiento eléctrico es más confiable, dado que los riesgos por el factor climatológico y la disponibilidad hídrica se han reducido, porque tenemos otras alternativas. Figura N 1: Estructura de la producción por fuente % 9% 8% 4,5% 9,1% Carbón 2,1% Diesel y residual 1,8% 7% 6% Hidro 57,8% 5% 4% Hidro 76,2% 3% Elaboración: MEM/DGE/EPE 2% 1% % GN:38,1% GN:1,2%

7 Fuente: MEM/DGE/EPE I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO V. RECURSOS ENERGÉTICOS V.1. COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO PARA GENERAR ENERGIA ELÉCTRICA En la Figura N 11, se observa que los caudales de los ríos: Mantaro, Chancay, Tulumayo, Tarma, Aricota, y Chili, han aumentado con relación al mes de diciembre del año 21. Figura N metros 48 cubicos 44 por seg Mantaro 27,8% Pativilca 13,1% Comparación de caudales promedio mensual rero 211 vs rero 212 Santa 4,3% Chancay >1,% Rimac Fuente: COES-SINAC febrero 212,6%,9% Santa Eulalia Tulumayo 9,9% Tarma 19,7% Chili,% Aricota 52.2% Vilcanota 1,1% San Gaban 17,% Paucartambo ,6% En la Figura N 12 se muestra las variaciones de los volúmenes útiles de las lagunas y embalses, en millones de metros cúbicos, que abastecen a las centrales hidroeléctricas. En el mes de diciembre se registraron incrementos en las Lagunas Santa Eulalia, Aricota, Aguada Blanca, P. El Fraile, presa El Pañe, laguna Sibinacocha, embalses Mantaro, y embalse Pillones. Figura N 12 M illones de metros cubicos Lago in,% Santa Eulalia Comparación de volúmenes útiles en lagunas del SEIN rero rero 212 7,9% P. Yuracmayo 5,8% Laguna Viconga 4,7% Laguna Aricota 29,2% Presa Aguada Blanca 3,8% Presa el Fraile 24,3% Presa el Pane 4,4% Lagunas San Gaban 3,8% Embalses Mantaro 1,9% Laguna Sibinacocha 1,3% Embalses Electroandes 43,6% Embalses Egenor ,% Embalses Pillones 4,6% Fuente: COES-SINAC febrero 212 7

8 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO V. 2 CONSUMO DE GAS NATURAL EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA El consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica en el mes de febrero del año 211 alcanzó los 271,4 millones de metros 3 cúbicos MMm (9 585,4 millones de pies cúbicos) y fue 11,2% mayor respecto al mismo periodo del año anterior. El consumo promedio diario ascendió a 33,5 millones de pies cúbicos. Por otro lado, la producción de energía eléctrica con gas natural en el mes de febrero alcanzó 1 54,1 GW.h, 23,5% mayor que la producción del mismo periodo del año 211. En el mes de febrero, el indicador de Megavatios hora generados por millón de pies cúbicos alcanzó 19,9. En la Figura N 13, se aprecian las variaciones de la producción con gas natural, hidroenergía, diesel -residual y carbón bituminoso respecto al mes de febrero del año 211. GW.h ,5% Gas natural Figura N 13 Producción de energía eléctrica por fuente* febrero febrero 212 4,1% Hidroenergía Diesel y residual 24,9% 92,2% 17,1% Carbón Bagazo , ,2 48,3 61,1 5, ,1 1 87,1 36,2 4,8 6,8 *Inf ormación COES -rero 212 Las contribuciones del gas natural, hidroenergía, diesel - residual y carbón para la generación de energía en febrero del año 212 fueron 36,2%, 62,1%, 1,2%, y,2% respectivamente. Además, se tiene una participación de,2% de producción de energía con bagazo, según lo registrado por el COES. En la Figura N 14 se muestra la evolución mensual del consumo de gas natural por cada central térmica desde enero 26 a la fecha; y, en la Figura N 15, se aprecia la evolución de la producción mensual de energía eléctrica de las centrales térmicas a gas: C.T. Ventanilla y Santa Rosa (Edegel), Malacas (EEPSA), Aguaytía (Termoselva), Chilca1 (rsur), Kallpa (Kallpa Generación), Oquendo (SDF rgía), Las Flores (Duke rgy S.A.), y desde setiembre 21, la CT Pisco (Egasa) y la CT Independencia (Egesur). Figura N 14 Fuente: MEM/DGE/DPE, COES SINAC 1 3 metros cúbicos Consumo mensual de Gas Natural para producción de rgía Eléctrica C.T. Oquendo (Camisea) 4 35 C.T. Santa Rosa (Camisea) C.T. Kallpa (Camisea) 3 C.T. Chilca1 (Camisea) 25 2 C.T. Malacas 15 1 C.T. Ventanilla (Camisea) 5 C.T. Aguaytía Sep Sep Sep Sep Sep Sep C.T. Aguaytia C.T. Malacas C.T.Ventanilla C.T. Sta Rosa C.T. Chilca1 C.T. Kallpa CT Oquendo CT.Las Flores CT Pisco CT Independencia -12 Consumo GN MMm3 GN C.T. Aguaytia 11,9 C.T. Malacas 12,1 C.T.Ventanilla 4,45 C.T. Sta Rosa 3,41 C.T. Chilca1 55,73 C.T. Kallpa 91,8 C.T. Oquendo 5,58 CT.Las Flores 13,97 CT Pisco 8,15 CT Independencia 2,13 Total febrero ,42 Figura N 15 Producción mensual de rgía Eléctrica con Gas Natural C.T. Oquendo (Camisea) C.T. Kallpa (Camisea) 14 C.T. Chilca1 (Camisea) 12 C.T. Santa Rosa (Camisea) 1 8 C.T. Malacas 6 4 C.T. Ventanilla (Camisea) 2 C.T. Aguaytía Sep Sep Sep Sep Sep Sep C.T. Aguaytia C.T. Malacas C.T.Ventanilla C.T. Sta Rosa C.T. Chilca1 C.T. Kallpa C.T. Oquendo CT.Las Flores CT Pisco CT Independencia -12 Producción con GN GW.h C.T. Aguaytia 28,62 C.T. Malacas 34,7 C.T.Ventanilla 156,72 C.T. Sta Rosa 11,25 C.T. Chilca1 291,15 C.T. Kallpa 33,52 C.T. Oquendo 19,57 CT.Las Flores 49,16 CT Pisco 24,32 CT Independencia 9,8 Total febrero ,9 8

9 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRER AR ZZO 22 O VI. NOTICIAS DEL SECTOR ENERGÍA ARGENTINA Intenta el Gobierno importar gas por barco sin gastar dólares Ante la necesidad de cuidar las divisas que arroja el superávit comercial, el Gobierno busca la forma de pagar las importaciones energéticas gastando la menor cantidad posible de dólares. Rebajas en los precios, pagos en pesos y compensación "en especies" son algunas de las vías que comenzó a explorar Enarsa, la empresa estatal de energía, con las proveedoras del gas natural licuado (GNL) que llega por barco a las terminales regasificadoras de Bahía Blanca y Escobar. En 211, el país contrató medio centenar de embarques, a un costo cercano a los 28 millones de dólares, para cubrir cerca del 8% de la demanda interna de gas. Pero este año el objetivo es traer 8 barcos, a un costo que -según los precios actuales- podría superar los 4 millones de dólares. Voceros de Enarsa confirmaron que la idea es que "una parte [del GNL] se pague con biodiésel" y anticiparon que las empresas ya se mostraron "interesadas" en el arreglo. Ayer, un cable de la agencia británica Reuters citó una fuente vinculada con la transacción, según la cual el brazo de comercialización de GNL del banco de inversión estadounidense Morgan Stanley mantiene conversaciones con Enarsa para renunciar a las tradicionales transferencias en efectivo. Y agrega que el banco -que prevé entregar al menos cinco embarques este año- una vez ya canjeó GNL por biodiésel en 29. (La Nación, 3/3/212) CHILE Nuevo plan nacional de energía potencia hidroelectricidad y ERNC El Presidente de la República, Sebastián Piñera, en compañía de los titulares de rgía, Minería y Medio Ambiente, dio a conocer la Estrategia Nacional de rgía para el período en la Central Chacayes, comuna de Machalí. En la oportunidad, el Mandatario se refirió a los seis pilares en los que se centra dicha estrategia, recalcando que se debe dar un gran salto en materia de energías renovables no convencionales", añadiendo que Chile ha sido un país pobre en las energías del pasado, no teníamos petróleo, no teníamos gas, pero somos un país inmensamente rico en las energías del futuro". Aspectos fundamentales de la iniciativa: Eficiencia energética: se impulsará una política de reducción de consumo para que al 22 se pueda alcanzar una disminución del 12% en la demanda de energía final proyectada para ese año. Despegue de energías renovables no convencionales: se propone licitación para incentivar el desarrollo de las ERNC, nueva institucionalidad que busque impulsar estas energías y desarrollar estrategias para cada una de ellas. Rol de energías tradicionales en el futuro de la matriz energética: con esto buscan un predominio en el recurso hídrico. Asimismo, el gas licuado se debe reconocer como una alternativa cierta de suministro en el futuro, promoviendo la exploración y el desarrollo de este tipo de energía. Nuevo enfoque de transmisión: importancia de la infraestructura de transmisión eléctrica en el desarrollo energético. Mercado eléctrico más competitivo: el mercado regulatorio buscará fomentar y facilitar la entrada de nuevos actores al sistema. Avance sostenido en las opciones de interconexión eléctrica regional: el objeto es llegar a una integración sistémica donde los agentes establezcan libremente contratos de energía, fomentando una operación conjunta confiable, y mejorando las condiciones para los consumidores de energía eléctrica en los países de la región. (Estrategia, 29/2/212) ECUADOR Técnicos exploran nuevas reservas de gas Ecuador podría tener nuevas reservas de gas natural en el Golfo de Guayaquil y superar así más de seis veces a las actuales, al pasar de,25 a 1,7 trillones de pies cúbicos del carburante natural. Según Francisco Rosero, gerente de Gas Natural de Petroecuador, las nuevas reservas se encuentran en el bloque 6, donde actualmente Petroecuador tiene instalada la plataforma y extrae 42 millones de pies cúbicos por día en el campo Amistad, propiedad que pertenecía a la empresa privada EDC. Todo el bloque 6 se revalorizaría al pasar de 58 millones de dólares a 4. millones, si los técnicos comprueban la existencia de estas nuevas reservas en los campos Amistad Norte y Santa Clara, a unas 2 millas al norte de la plataforma. El titular declaró ante el medio oficial Andes, que "este descubrimiento, con el trabajo que se realizó en el 211, de microsísmica y reinterpretación de las sísmicas 2D y 3D, pudimos ubicar nuevas áreas que vamos a explorar". (Expreso, 13/3/212) PERÚ Futura Central Hidroeléctrica Runatullo II tendrá una instalada de 19,1 Megavatios potencia Con una potencia instalada de 19,1 megavatios contará la futura Central Hidroeléctrica Runatullo II, que utilizará los recursos hídricos del río del mismo nombre y estará ubicada en los distritos de iscal Castilla y Comas, de la provincia de Concepción, del departamento de ín. El Ministerio de rgía y Minas otorgó la concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables a la Empresa de Generación Eléctrica de ín S.A.C., lo que permitirá hacer realidad dicho proyecto. Fue mediante Resolución Ministerial Nº MEM/DM, firmada por el titular del Sector, Jorge Merino Tafur y que se publicó en el diario oficial El Peruano. La referida empresa presentó una declaración jurada de cumplimiento de las normas técnicas y de conservación del medio ambiente y el patrimonio cultural de la nación, de acuerdo a los requisitos señalados en el artículo 38 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas. Al aprobar el Contrato de Concesión Nº a suscribirse con la Empresa de Generación Eléctrica de ín S.A.C., el Ministerio autorizó al Director General de Electricidad para suscribir, a nombre del Estado, dicho contrato y la escritura pública correspondiente. (NP- MINEM, 13/3/212) 9

10 I I NF FFORMA O R M ATT TI VO I V O DGE D G E N ºº N 22 1 MFEBRERO AR ZZO VII. MISCELANEAS SOBRE ENERGÍA NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA : QUÉ ES EL POWER TUBE? El PowerTube es una tecnología patentada que utiliza el calor de la tierra para generar energía. Esta tecnología ha sido el resultado de 11 años de investigación científica con la cobertura de Power Tube Inc. empresa ubicada en Texas cuyo presidente y fundador es el Dr. Doyle Brewington creador del denominado The Geomagmatic Argus A-1 Power Tube". El Power Tube consiste en la instalación bajo tierra de un tubo de potencia de 6 metros de largo y 1,42 cm de diámetro. Éste puede ser usado en cualquier parte del planeta que sostiene energía a base de subsuelo geo-magmático. Perú, por ser uno de los países que conforman el denominado Anillo del fuego del Pacifico" representa una gran oportunidad para aprovechar al máximo el potencial del Power Tube. Funcionamiento Figura Nº 1 El Power Tube es un tubo sellado compuesto de circuitos y líquidos en movimiento. Al principio el calor es obtenido del fondo de la tierra por la parte denominada Ascensor Térmico" (Thermoriser); que está diseñado para bajar a profundidades donde encuentre el calor necesario (148 C) para que el Tubo de potencia" funcione correctamente. El generador eléctrico es de 1 RPM y solo necesita 11 C. La razón por la que la temperatura es mayor a la requerida para su funcionamiento, es la perdida de calor de una parte hacia otra. El calor del Ascensor Térmico" es transferido hacia el intercambiador, el cual contiene 6,6 pies de tubería en acero inoxidable, contiene Iso-Butano e Iso- Pentano que es un líquido gaseoso. Los tubos calientan el líquido que baja hasta el fondo del ascensor térmico y regresa hasta el Intercambiador de calor" completando el ciclo de intercambio de calor. La válvula de control se abre para dejar salir el gas a presión hacia la turbina que esta acoplado al Generador que genera la electricidad. Observar la Figura Nº 1 Cuando el gas deja el Turbo Generador" va al sistema de condensación patentado denominado Super Cooling Condenser Driver (SCCD) que en vez de trabajar con un motor estándar este trabaja a base a sonido. Luego que el gas es enfriado es transferido al tanque de nivelación y de allí es bombeado nuevamente al intercambiador de Térmico donde comienza el ciclo nuevamente. Beneficios Figura Nº 2 En la superficie para una Tubo de potencia de 1 MW, solo se requiere una pequeña fracción de terreno e infraestructura de 1m x 1m y 3m de altura; y no contamina el aire, no usa agua, no contamina los acuíferos, no produce ruido y su instalación es rápida. En la Figura Nº 2 se muestra la estructura de la superficie. El sistema es supervisado satelitalmente y corrigiendo errores vía remota, se necesita muy poco personal para casos extremos en los cuales se necesite arrancar nuevamente el sistema en solo 2 minutos. El sistema de sensores antisísmicos protege al Power Tube apagándolo en caso de un sismo de 6.5 grados, para luego analizar los daños y arrancar nuevamente el sistema generador. El Power Tube Argus A-1 produce la energía limpia de fuente renovable más económica del mundo, gracias a su alta tecnología, producción en serie y bajos niveles de inversión. Estudios han demostrado una gran eficiencia en los tubos de 1 MW, 5 MW y 1 MW; pero se puede incrementar la potencia haciendo uso de más de un tubo en un área de terreno determinada. Este sistema de generación produce energía de forma constante las 24 horas del día los 365 días del año, gracias al calor constante de la tierra. Fuente: Página Web del MEM/DGE Avance Estadística Eléctrica Cifra mensual 212 Comportamiento mensual del subsector eléctrico 212 Evolución de Indicadores del subsector Electricidad Período Informativos DGE Año 212 Estadística Eléctrica por Regiones 21 Plegables de Generación, Transmisión y Distribución Coordinación: Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica Lima, marzo abril