INTRODUCCIÓN. Información de: Octubre Año 18, Diciembre 2017 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL SEIN

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1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL SEIN Información de: Octubre 27 Año 8, Diciembre 27 INTRODUCCIÓN El presente boletín muestra los principales indicadores de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), basado en la información alcanzada al Osinergmin el 5 de noviembre del 27 por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), correspondiente al mes de OCTUBRE del 27. 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 octubre (TC = 3,25 S/ / USD). 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 ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE DE ENERGÍA En octubre, la producción total de energía en el SEIN se incrementó en,% respecto al mismo mes del año 26. 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 43,2% correspondiente al presente mes. La producción de energía hidroeléctrica del SEIN, durante el mes de octubre, muestra un predominio con 52,% del total de la energía producida, aumentando su participación respecto al mismo mes del año anterior, ante un crecimiento de la demanda de electricidad y de la produccióntérmica en base a gas natural. IV Trimestre I II III Acumulado Fuentes de Producción Año Trimestre Trimestre Trimestre Octubre Noviembre Diciembre Oct , ,6 5 55,4 2 57, , Hidroeléctrica Hidro , , ,4 959, , , 3 95,5 5 5,9 79, ,3 Gas Natural , 5 528, ,4 94, , ,2 43,4 28, 8, , Carbón 26 3,8 84,7 265,6 66, ,5 Termoeléctrica 27 24,4 46,4 5,4 3, ,8 Residual 26 69,2 42,2 63,5 5, , , 26,3 44,4 7, , Diesel 26 56,9 96,3 26,4 27, ,3 27 8, 2,4 22,7 6, ,5 Bagazo 26 22,3 24,8 2,6 8, ,7 27 9,6 9,9,3 4, ,2 Biogas 26 3,6,6,4 5, - - 4,6 Renovable 27 54,3 5,9 55,4 22, , Solar 26 63,2 52,7 58,2 22, , , 27,8 35,7 2, ,7 Eólica 26 66,6 296,4 288,9 2, ,2 288,3 27,6 72,4 4, ,7 Periodo Periodo ,99 87,55 983,4 4, ,3 Variación 27/26,7% 2,2%,6%,% - -,7% PRODUCCIÓN DEL SEIN POR TIPO DE COMBUSTIBLE Octubre 27/26 Oct. 7 Oct % 46.5% 47.8% 52.%.4%.6%.4%.7% 3.7% 3.4% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovables

2 MÁXIMA DEMANDA GW.h PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA En octubre, 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 y aumentaron su participación respecto al mismo periodo del año anterior de 6,9% a 8,3% y de 4,48% a 4,8% respectivamente, mientras que otros disminuyeron su participación: de 6,84% a 5,94%, de 4,4% a 4,2%, Enel Generación Perú de 5% a,3% y de 2,6%a 7,9%. En octubre, la producción de las plantas a gas natural representaron el 43,3% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 44,2%. Las plantas a carbón representaron el,4% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron,5%. Oct-7 Agro Industrial Paramonga 6,3 Agropecuaria Aurora, Aguas y Energía, 66,7 Cerro del Águila 228,8 66,2 Consorcio Energía Limpia,8 3,3 95, 24, 633, Eléctrica Agua Azul 4,3 Eléctrica Canchayllo 2,3 94,4 Eléctrica Río Baños, Eléctrica Río Doble 6,9,9 Eléctrica de Junín 2,7 58,3 63,6 Energía Eólica 44,6 67,3 4,3 GTS Majes 4, GTS Repartición 3,8 GTS Tacna 4,5 Gepsa 4,9 2,4 Hidromarañón,5 3, 48,8,5 Infraestructuras y Energías del Perú, 27,3 5, Maja Energía,6 Moquegua Fv 4,7 56,3 P.E. Tres Hermanas 56,2 Panamericana Solar 5,2 Parque Eólico Marcona 9,4 Petramas 2,6 Planta de Reserva Fría ETEN, S.M. Cerro Verde 2, SDE Piura, 2, Samay I 3,5 48,4 7,6 Santa Rosa,3 Shougesa 2,2 3,9 74,4 3,6 Termoselva 3, Total 4 4,9 Producción de Energía SEIN (GW.h) Acumulado Acumulado Variación (27/26) Oct-7 Oct-6 68,3 76,2 (,3%),2,5 (66,6%) 4, 5,6 (2,3%) 38,9 83,7 27,7% 94,8 52, 274,% 95,9 785,2 6,6%,3 6,3 (36,5%) 54,7 3,2 3,7% 9, 22,5 (,3%) 2,2 2,5 4,8% 5 775,4 5 75,3,4% 3, - - 2,9 26,7 (8,%) 76, 39,2 32,9% 34,6 2, 64,7% 94, 7,5 3,6% 8,6 4,5 28,6% 8,9 55,3 7,% 4 62,2 6 2,3 (23,2%) 43,2 564,3 (23,8%) 38,5 383,6 (7,%) 6 494, ,8 (3,7%) 3 387,6 2 78,5 2,8% 36, 38, (5,4%) 33, 36,9 (,6%) 36,7 39,2 (6,4%) 42,5 4,3 2,9% 2, 22, (4,5%) 54, - - 2,8 5,3 4,8% 39,3 355,7,% 27, ,4,7 45,4% 3 25,9 5 6,9 (36,7%) 532,7 538,3 (,%) 2,4 6,4 24,3% 37,2 39,9 (6,7%) 87,5 726,6 5,3% 423,6 336,5 25,9% 4, 42, (5,%) 43,6 34, 7,% 23,9 25,3 (5,7%) 5, 6,8 (25,5%) 3,4 22,9 (85,3%) 9,7 98, (9,%) 93,4 58,2 22,3% 656,6 7,4 5,5% 64,5 588, 2,8% 33,5 24,6 7,%,8 2,4 (27,6%) 6, 3, 22,2% 7,4 72, (2,3%) 958,5 792,9 9,2% 482,3 875,4 (44,9%) 96,8 352,3 (72,5%) 4 729,7 4 43,3,7% Producción Producción Termoeléctrica Producción Renovable Hidroeléctrica Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Biogas Solar Eólica GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % Agro Industrial Paramonga ,29,% Cerro del Águila 228,8,6% ,7 3,% Consorcio Energía Limpia ,8 4,4% ,2 3,% Eléctrica Canchayllo 2,3,% Eléctrica Río Doble 6,9,3% ,2 3,6% 5, 2,8% - -,3 36,7%,8 4,4% , 4,4% ,,4% 5,9,9% ,,9% 346,2 9,3% ,6 3,6% ,,6% Eléctrica de Junín 2,7,6% Eléctrica Agua Azul 4,3,2% ,9 29,3% , 4,% ,8 2,3% ,3 4,% 58,6 28,4% 8,4,% - -, 5,8% Energía Eólica ,6 37,%,9,% ,3 22,9% Gepsa 4,9,2% GTS Repartición ,8 6,9% - - 2,4,% Hidromarañón,5,5% ,5,5% ,4 4,4% Infraestructuras y Energías del ,,77% Perú,,% 27,4 5,% , 2,3% Maja Energía,6,% GTS Majes , 8,5% - - Moquegua Fv ,7 2,2% ,3 7,2% Parque Eólico Marcona ,4 6,% P.E. Tres Hermanas ,2 46,7% Petramas ,6 58,6% Planta de Reserva Fría ETEN ,,2% Panamericana Solar ,2 23,% - - Samay I ,45 77,6% Santa Rosa,3,% ,6,4% ,,% ,4 2,2% Shougesa ,2 59,2% ,9,2% S.M. Cerro Verde ,64,8% ,4 8,% ,6 5,8% Termoselva - - 3,,2% GTS Tacna ,5 2,3% - - Total 2 57,3,% 79,8,% 8,4,% 3,7,% 7,4,% 6,3,% 4,4,% 22,4,% 2,2,% PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR EMPRESA Octubre 27 EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DE GENERACIÓN Y TIPO DE COMBUSTIBLE Octubre 27 Eléctrica Río Doble Eléctrica Canchayllo.2%.5% 2.3% 4.9% 9.9%.2% Gepsa Energía Eólica Eléctrica Río Baños 4.% Infraestructuras y Energías del.% Eléctrica Agua Azul Perú.%.% GTS Tacna.3% Hidromarañón.3%.3% Eléctrica de Junín GTS Repartición.3% GTS Majes 5.3%.6% 6.6% 3.8% 2.3% P.E. Tres Hermanas 4.2% 3.2%.4%.6% Parque Eólico Marcona Consorcio Energía Limpia.5% Petramas.% Cerro del Águila Panamericana Solar Agropecuaria Aurora 5.5%.%.5% SDE Piura Shougesa.% Maja Energía.6%.2% S.M. Cerro Verde Agro Industrial Paramonga 2.5%.%.2% Aguas y Energía Termoselva Planta de Reserva Fría ETEN Santa Rosa Samay I Moquegua Fv.%.%.2%.%.3%.2% HIDRO GAS NATURAL CARBÓN RESIDUAL DIESEL RENOVABLE COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE GENERACIÓN En octubre, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 23 a las 2:45 horas y alcanzó 6 34,2 MW, lo cual representó un,47% de aumento respecto a la máxima demanda de octubre de 26. Con relación al mes de septiembre la máxima demanda disminuyó en,%. 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 4,9% a 34,6% desde dicho año a octubre de 27. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN es de 34,8%, menor a la registrada en octubre del año anterior que fue de 39,6%. Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN Variación 27/26 % Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total ,% -2,% -49,6% 4,3% Enero Febrero ,2% -24,6% -68,7% -,5% Marzo ,6% -7,5% -37,3%,8% Abril ,4% -8,9% -4,2%,9% Mayo ,6% -2,6% -35,3% 2,5% Junio ,2% -3,6% 8,% 2,5% Julio ,3% -4,8% -38,8% 2,% Agosto ,6% 6,3% -22,%,8% Septiembre ,5% -26,% 92,%,8% Octubre ,2% -6,% -29,6%,5% Noviembre Diciembre MD a Oct ,5% -24,2% -53,5%,% % 64,4% 34,6%,9%,% 52,3% 45,7% 2,%,% MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE GENERACIÓN Y TIPO DE COMBUSTIBLE EN Octubre 27/ % 39.6% Oct % Oct % 2.% 3.8% 2.7% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Renovable

3 oct-6 MW : : 2: 3: 4: 5: 6: 7: 8: 9: : : 2: 3: 4: 5: 6: 7: 8: 9: 2: 2: 22: 23: MW COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN Octubre 27 Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Total 25, ,9 Cerro del Águila 498, ,7 69, , Consorcio Energía Limpia - - 2,8 2,8 7,6 7,4-243, 33, ,7 28, 2,7-49,9 Eléctrica Agua Azul, - -, Eléctrica Canchayllo 2, ,5 Eléctrica de Junín 2, ,8 293, ,6 Eléctrica Río Doble 8, ,4 3, - - 3, 855, , 435,9 456, - 892, - 9,3-9,3 Energía Eólica ,6 85,6 68,8 565,7-734,5-555, - 555, Gepsa 6, ,6 3, ,2 Hidromarañón 9, ,4 9, ,2 95, , 7, ,7 3,6 225,5-229, 7, ,2 Maja Energía 2, - - 2, 329, ,6 Parque Eólico Marcona - - 9, 9, P.E. Tres Hermanas ,3 58,3 Petramas - - 4,4 4,4 55, ,9 5, - - 5, Santa Rosa,2 - -,2-28,3-28,3 6, ,9 294, ,2-92, - 92, Total 3 965, 2 26, 7, 6 34,2,,, y aumentaron su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 3,8% a 3,48%, de,59% a 4,7%, de,9% a 3,4%, de 3,8% a 3,83% y de 4,59% a 5,2% con relación al año 26; por el contrario, disminuyó su participación de 6,56% a 3,6%, al igual que de 8,29% a,58%. Hidromarañón.3% Maja Energía.%.3%.% 3.6%.3%.5% Parque Eólico Marcona.3% 5.2% P.E. Tres Hermanas.9% Petramas Gepsa COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS Octubre 27.9% 8.8%.2% Santa Rosa.%.6%.5% 4.6% 3.% Energía Eólica.4%.4% 3.4% Cerro del Águila 7.9% 4.% Consorcio Energía Limpia.% 2.7% 3.8% 2.%.8% Eléctrica Agua Azul.2% Eléctrica Canchayllo.% Eléctrica de Junín.3% 4.6% Eléctrica Río Doble.3% 3.5% DESPACHO DE CENTRALES PARA LA COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la unidad TG de la C.T. KALLPA con combustiblegas NATURAL y costo variable de,4. El valor más alto de costo marginal que se obtuvo fue de,7 ctv US D/kW.h en la barra Puno38; mientras que el menor valor de costo marginal fue de,5 ctv US D/kW.h en la barra Marañón6. Costo Marginal por Barra de Transferencia en Hora de Máxima Demanda Barra de Transferencia Tensión CMg () Puno 38,7 Chilina 33,6 Toquepala 38,6 Zorritos 22,6 Combapata 38,5 Tintaya 38,6 Chilina 33,6 Cerro Verde 38,6 Toquepala 38,6 Socabaya 38,6 Talara 22,5 Trujillo Norte 22,5 Santa Rosa 22,5 Aguaytía 22,5 Huayucachi 22,5 Marañón 6, DESPACHO DE GENERACIÓN PARA EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA LUNES 23 DE OCTUBRE DE ,2 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 octubre de 27 representó el 62,% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponiblede 38,%. Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada (*) Var % PF/MD- MÁXIMA DEMANDA, POTENCIA FIRME Y POTENCIA FIRME DESPACHADA Enero 6 573,3 439, , 58,8% Febrero 6 529,5 469,5 7 53,9 6,3% 2 Marzo 6 559, 458, ,3 59,4% Abril 6 45, 443, 6 942,8 6,9% Mayo 6 427,5 437, 7 7, 62,4% 8 Junio 6 4,7 385,6 8 74,6 62,3% Julio 6 32,8 36,9 8 98,8 63,4% Agosto 6 33,9 343,6 8 68, 64,% Septiembre 6 34,5 33, ,4 62,9% Octubre 6 34,2 233,8 7 23,6 6,4% Noviembre Diciembre (*) Corresponde a la sumatoria de las Potencias Firmes de las centrales que participaron en la hora de máxima demanda. Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada

4 Millones de m3 Millones de m3 Millones de m3 Millones de m3 VOLÚMENES ALMACENADOS m3/s m3/s CAUDAL NATURAL RÍO MANTARO - RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en octubre de 27, fue mayor en 6,% con relación al mes anterior. Así mismo el caudal natural conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser mayor en 3,2% con relación al mes anterior. CAUDAL NATURAL RÍO MANTARO CAUDAL NATURAL RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA Max (22-26) Min (22-26) 27 Min (22-26) Max (22-26) 27 LAGO JUNÍN - LAGUNAS EDEGEL El volumen de agua registrado en el lago Junín en octubre del 27, disminuyó en 42,6% con relación al mes anterior. Así mismo el volumen de agua registrado en las lagunas de Edegel en octubre, fue menor en6,6% con relación al mes anterior. VOLUMEN ÚTIL DEL LAGO JUNÍN VOLUMEN ÚTIL DE LAS LAGUNAS DE EDEGEL Max (22-26) Min (22-26) 27 Max (22-26) Min (22-26) 27 LAGUNA ARICOTA CUENCA RÍO CHILI El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en octubre, ha sido menor en,% con relación al mes anterior. En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe, Pillones, Challhuanca y Bamputañe) el volumen de agua registrado en octubre del 27, fue menor en,3% con relación al mes anterior. VOLUMEN ÚTIL DE LA LAGUNA ARICOTA VOLUMEN ÚTIL CUENCA RÍO CHILI Max (22-26) Min (22-26) 27 Min (22-26) Max (22-26) 27

5 oct-6 oct-6 oct-6 oct-6 COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA % Participación Ctv USD/kW.h 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 octubre del 27, fue 55% menor respecto al valor registrado el mismo mes del 26. Costos Marginales (ctv USD/KW.h) Variación SEIN 27 SEIN 26 % PRODUCCIÓN DE ENERGÍA VS COSTOS MARGINALES SEIN Enero,88,27-3% % 3. Febrero,92,24-26% Marzo,,24-2% Abril,69,33-48% Mayo,58,99-7% Junio,7 3,88-73% Julio,2 3,4-7% Agosto,36,89-28% Septiembre,35 2,76-5% Octubre,8,79-55% Noviembre Diciembre Ponderado a Octubre,98 2,7-53% 9% 8% 7% 6% 5% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Biogas Solar Eólica Costo Marginal 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 octubre el costo marginal en las horas de punta disminuyó en 42,% respecto al mes anterior, en las horas fuera de punta disminuyó en 4,3%. El costo marginal en horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue mayor en,3%. Costos Marginales y Precios Regulados de Energía () Hora Punta Fuera de Punta Ponderado CMg PR CMg PR CMg PR Octubre-6,84 4,63,78 4,37,79 4,43 Noviembre-6 2,77 4,56 2,76 4,3 2,76 4,37 Diciembre-6 2,3 4,64 2,3 4,38 2,3 4,43 Enero-7,55 4,74,69 4,47,88 4,53 Febrero-7,32 4,77,8 4,5,92 4,57 Marzo-7 2,4 4,8,79 4,52, 4,59 Abril-7,69 4,8,4 4,53,69 4,59 Mayo-7,8 4,55,5 4,26,58 4,33 Junio-7,9 4,53,3 4,25,7 4,32 Julio-7,3 4,54,98 4,27,2 4,33 Agosto-7,46 4,54,33 4,27,36 4,33 Septiembre-7,4 4,5,34 4,24,35 4,3 Octubre-7,8 4,53,8 4,26,8 4, COSTOS MARGINALES DEL SEIN Punta F.Punta Ponderado CMg CMg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado En octubre el precio regulado de energía (PR) fue 44,% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes. PRECIOS REGULADOS VS COSTOS MARGINALES PRECIO REGULADOS DEL SEIN Precio Regulado Costo Marginal Punta F.Punta Ponderado

6 TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA Y POTENCIA EN EL SEIN Termoselva Shougesa Agropecuaria Aurora GW.h COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 COSTOS MARGINALES PROYECTADOS Costos Marginales Proyectados (Ctv USD/Kw.H) Punta Fuera Punta Ponderado Noviembre-7,74,63,65 Diciembre-7,73,6,63 Enero-8,57,5,5 Febrero-8,59,49,5 Marzo-8,65,48,52 Abril-8,57,48,5 Mayo-8,92,89,9 Junio-8,34,32,33 Julio-8,4,39,39 Agosto-8,45,43,44 Septiembre-8,4,33,35 Octubre-8,8,2,3 Costos Marginales Ejecutados y Proyectados () Ejecutado Punta Ejecutado Fuera Punta Ejecutado Ponderado Proyectado COES Ponderado Desviación respecto al Proyectado COES May-7,8,5,58,39-58,3% Jun-7,9,3,7,2 -,6% Jul-7,3,98,2,39-26,6% Ago-7,46,33,36,62-6,% Sep-7,4,34,35,98 37,8% Oct-7,8,8,8,6-3,% En octubre, los costos marginales estuvieron 3,% 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,5 y,6, mientras que en periodo de estiaje, los mismos estarían entre,7 y,4. 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 Proyectado COES Punta Ejecutado Ponderado COSTOS MARGINALES DEL SEIN Proyectado COES Fuera Punta Proyectado COES Ponderado COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE LAS CENTRALES QUE OPERAN CON GAS NATURAL Y CARBÓN Costos Variables de Modos de Operación a Gas Natural y Carbón () Fenix Ventanilla Chilca Aguaytía Malacas2 Sta. Rosa Ilo 2 CC-GT-GT2- CC-TG4-GAS CC-TG-TG2- TG-GAS TG4-GAS TG-GAS UTI6-GAS TV-CARB GAS (F.Dir) TG3-GAS Nov-6 4,3,,33,73,,,45 3,84 Dic-6 4,3,,33,73,,,46 3,98 Ene-7 4,3,,34,76,,,46 4,6 Feb-7 4,3,,33,73,,,46 4, Mar-7 4,3,,34,73,,,46 4,35 Abr-7 4,3,,34,73,,,46 4,67 May-7 4,33,,34,75,,,46 4,53 Jun-7 4,3,,34 2,4,,,46 4,6 Jul-7,69,,33,76,,,54 4,58 Ago-7,68,,33,66,,,54 4,52 Sep-7,69,,33,66,,,54 4,42 Oct-7,68,,34,66,,,54 4, COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE CENTRALES A GAS Y CARBÓN (PROMEDIO MENSUAL) Aguaytía TG-GAS Sta. Rosa UTI6-GAS Fenix CC-GT-GT2-GAS Chilca CC-TG-TG2-TG3-GAS TG-GAS Ilo 2 TV-CARB Ventanilla CC-TG4-GAS (F.Dir) Malacas2 TG4-GAS Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 27, para el periodo comprendido entre julio 27 a junio 28. TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA GW.h Miles de USD (Neto) Entregas Retiros Venta Compra 57,6 735, , 492,6 76, - 6 8,2 6, 59,2-33,3 628, 528, ,5 4,3 25, 485, - 72,4 66,3-233,9 93,4 46,8-835,2 65,8 3,7-746,9 55,4,2 298,4-3, 79,9-88,7 Termoselva 3, 73, - 57,6 28, 63,7 766,4-93,5 62,3 789,7-48,2 55,2-342,2 62,5 5,7-2,7 65,5 5,2-95,2 49,9 48,6 535, - Shougesa,9 8,6-82,3 48,3 6,3 93, - 23,4 4,8 49,9-3, 3,3 -, 2,,9 3,4 - Agropecuaria Aurora (,) 6, - 5,4 P.E. Tres Hermanas 56, - 486,7 - Energía Eólica 44,4-37, - Parque Eólico Marcona 9,3-68,8 - Eléctrica de Junín 2,3-74,7 - Samay I,9-46, - Hidromarañón,4-8, -,6-75,6-7,6-52,3 - Eléctrica Río Doble 6,9-52, - Agro Industrial Paramonga 6,3-58,6 - Panamericana Solar 5, - 9,2 - Gepsa 4,9-22,5 - Moquegua Fv 4,7 -,3 - GTS Tacna 4,5 -,9 - Eléctrica Agua Azul 4,3-32,2 - GTS Majes 4, - 94,4-3,9-32,6 - GTS Repartición 3,8-85,3-2,4-8,4 - Petramas 2,4-8,4 - Eléctrica Canchayllo 2,3-8,4 -,9-4,7 - S.M. Cerro Verde,7 -,3 - Consorcio Energía Limpia,7-3,4 - Maja Energía,5 -,6 - Santa Rosa,3-2, - Infraestructuras y Energías del Perú, - 4,4 - Planta de Reserva Fría ETEN (,4) - - 3,4 Retiros sin contrato de Usuarios Libres - 2, - 2, Total 4 75, ,5 9 64, , TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA DEL SEIN Octubre 27 GW.h Entregas GW.h Retiros Nota: 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

7 POTENCIA FIRME PAGO POR PEAJE DE CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN Miles de USD Termoselva Miles de USD Hidromarañón Agro Industrial Paramonga Eléctrica de Junín Eléctrica Canchayllo Eléctrica Agua Azul Gepsa Eléctrica Río Doble Petramas Consorcio Energía Limpia Maja Energía Santa Rosa Samay I S.M. Cerro Verde P.E. Tres Hermanas Agropecuaria Aurora Shougesa Termoselva TRANSFERENCIA DE POTENCIA Miles de USD (Neto) Venta Compra 439,5-34,2-3,9-298,9-29, - 287, - 6,7 -,6-82,6-65,8 - Hidromarañón 63,8-5,3-39,2-37,4 - Agro Industrial Paramonga 35,3-33,4 - Eléctrica de Junín 32,9-22, - Eléctrica Canchayllo 2,3-4,3 - Eléctrica Agua Azul 3,3 - Gepsa 2,4 - Eléctrica Río Doble 2, - Petramas, -,6-9,3 - Consorcio Energía Limpia 5,7 - Maja Energía 2,2 - Santa Rosa,4 - Samay I, - S.M. Cerro Verde, - P.E. Tres Hermanas, - Agropecuaria Aurora - 22, - 32,5-75, Shougesa - 85,3-8,7-62,9-254, - 292,7 Termoselva - 367,5-368,8 Total 2 769, ,5 En octubre del 27, las transferencias por potencia entre integrantes del COES fueron del orden de millones deusd TRANSFERENCIA DE POTENCIA Octubre 27 Venta Compra PEAJE DE SPT Y SGT POR EMPRESA En octubre del 27, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) fue alrededor de 43,9 millones de USD. Dicho monto está constituido en un 53,4% ( , / 43 92,9 ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT y SGT, mientras que, el 46,6% corresponde a los cargos adicionales establecidos por el D.L. 4, D.L. 2, D.U y D.U SPT SGT Pago (Miles de USD) Cargos Adicionales CPRIMA CSS-NRF CGA-RF CGA 4 45,7 2 59, 6,5 272, , 4 36, ,8 3, 23,7-8 69,2 3 76,5 2 9, 9, 75,4-7 45, 2 73,5 539, 65,3 78,8-5 5,7 37,8 773,4 32,8 392,3-2 57,4 29, 58,3 24,6 294,3-928, 965,9 544,6 23, 276,2-89,8 728,5 4,7 7,4 28,3-364,9 63,5 34, 4,4 72,6-3,6 Termoselva 493,7 278,4,8 4,2-925,2 49,3 277,2,8 4,5-92,7 456,7 257,4,9 3,6-855,7 372, 29,7 8,9 6,4-697, 362, 24, 8,7 3,5-678,2 328, 84,9 7,8 93,8-64,7 282,8 59,4 6,8 8,9-529,9 268,3 5,6 6,4 76,7-52, 25, 7,4 3, 35,8-234, 6, 59,7 2,5 3,3-98,6 76, 42,9,8 2,8-42,6 59,8 33,7,4 7, - 2, Shougesa 58,5 33,,4 6,8-9,8 Agropecuaria Aurora 4,7 8,3,4 4,2-27,5 Total , 3 23,8 56,8 6 74, ,9 Total PAGO POR PEAJE DE CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN Octubre Cargos Adicionales SPT SGT CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo Marginal CPRIMA: Cargo Prima RER CCVOA-RSC: Compensación porcostovariabledeoperaciónadicionalporretirosincontrato CSS: Compensación por Seguridad de Suministro CGA: Compensación por Generación Adicional POTENCIA FIRME POR EMPRESA Potencia Firme Octubre 27 Hidráulica Térmica Renovable Total 8,4 Agro Industrial Paramonga - - 8,4 Cerro del Águila 545, , 222, ,5 Consorcio Energía Limpia - - 2,9 2,9 65, ,8 Eléctrica Canchayllo 5, ,2 Eléctrica Río Doble 3, - - 3, 65, 5,4-28,4, - -, 34,9 22,9-57,8 5,7 884,9-386,6-54, - 54, Eléctrica de Junín 8, - - 8, Eléctrica Agua Azul 3, ,3 898,2 5,5-93,7 98, ,3 254,5 693,9-948,4 2, ,3-555,6-555,6 Gepsa 3, - - 3, 2, ,6 Hidromarañón 5, ,2 2, ,2 48, ,8 9,9 53,6-63,5 6, ,6 Maja Energía,6 - -,6 36, ,7 Petramas - - 4,2 4,2 Samay I - 62,5-62,5 Santa Rosa,2 - -,2 9, ,3-27, - 27, 5, ,6 Shougesa - 62,55-62,6 5, ,4 Sociedad Minera Corona 9, ,8 S.M. Cerro Verde - 58,8-58,8 432, ,9-99,8-99,8 Termoselva - 76,6-76, Total en el mes 4 476,6 5 74,6 5,6 233,8 El total de Potencia Firme registrada en octubre del 27 fue menor en,94% respecto al mes de ; de los cuales 4 476,6 MW fueron hidráulicos, 5 74,6 MW térmicos y 5,6 MW renovables. Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron Enel Generación Perú,, y con 3,6%, 9,%, 8,9% y,4% respectivamente. Samay I 6.% 3.5% Maja Energía.%.6%.39% Santa Rosa.% 4.% Shougesa.6% Petramas.%.%.3% Hidromarañón.5%.3% Sociedad Minera Corona.2% S.M. Cerro Verde.6% Gepsa.% POTENCIA FIRME DEL SEIN Octubre % 5.43% 2.% Termoselva.7% Agro Industrial Paramonga.8%.2% Cerro del Águila 5.3% 9.4% 2.7%.% Consorcio Energía Limpia.%.6% Eléctrica Río Doble.% Eléctrica Canchayllo.5% 2.7% 8.9%.6%.% 3.6%.5% Eléctrica de Junín.8% Eléctrica Agua Azul.%

8 HECHOS RELEVANTES Hidromarañón Cerro del Águila Eléctrica Canchayllo MW POTENCIA FIRME Y POTENCIA DISPONIBLE DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Potencia Firme Pot. Media en HP Exceso Déficit % (*) Águila 545, 383,5-6,6 29,6% Cerro del 222,5 72,9-49,6 22,3% 65,8 3, - 62,7 37,8% Eléctrica Canchayllo 5,2 3,3 -,9 36,6% Eléctrica Río Doble 3,, 7, - 233,8% 65, 49,8-5,2 9,2%, 32,9 22,9-2,8% 34,9 2,6-3,3 38,% 5,7 386,6-5, 22,9% 9,8 8,2 -,6 8,% Eléctrica de Junín 8, 7,3 9,3-5,4% Eléctrica Agua Azul 3,3 5,8 2,6-79,5% 898,2 892,6-5,6,6% 98,3 9,3-8, 8,% 254,5 35, - 9,4 46,9% 2,3 2,7,4-7,2% Gepsa 3, 6,7 3,7-25,4% 2,6 3,3,7-26,6% Hidromarañón 5,2 6,4,2-7,9% 2,2 5,2 2,9-23,7% 48,8 2, - 28,6 5,% 9,9,4-8,5 85,9% 6,6 7,2 8,6-4,% Maja Energía,6 2,3,7-279,% 36,7-36,7,% Santa Rosa,2,5,3-89,% 9,3,,8-8,6% 5,6 86,2-29,4 25,4% 5,4 5,6,2-3,7% 432,9 266,8-66,2 38,4% TOTAL 4 476,6 3 2,5-266, 28,3% POTENCIA FIRME VS POTENCIA MEDIA EN HP Potencia Firme Pot. Media en HP Exceso (*): Porcentaje de los excesos o déficit respecto a la potencia firme correspondiente. 45% 4% 35% 3% 25% 2% 5% % 5% % 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 octubre del 27, 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 Central Unidad Efec. Programa Fortuita Indisp Disp ILO TG 35, 528, - 528, 26, ILO 2 TV2 35, 38, - 38, 426, Samay I C.T. Puerto Bravo Puerto Bravo TG3 54, 99,6-99,6 544,4 Shougesa SAN NICOLAS TV 7,8 6, - 6, 44, Shougesa SAN NICOLAS TV3 25, 384, - 384, 36, Potencia Potencia Exceso Déficit % Firme Disp. (*) 33,5,3-24,2-99,% 37,8,6-62,4-99,56% 56,5,7-45,2-99,55% 7,5,2-4,5-98,86% 24,6,5-2,8-97,96% HECHOS RELEVANTES REGISTRADOS EN OCTUBRE EN EL SEIN Central Grupo Potencia Efectiva Inicio Final Motivo y Observaciones Grupo Térmico CHILCA TG3 9, 2--7 : :57 Inspección anual CI de 8,333 EBH ILO TG 35, 4--7 : : Mantenimiento correctivo motor de arranque. ILO 2 TV2 35, 2--7 : : Mantenimiento correctivo sistema de admisión de vapor. Samay I C.T. Puerto Bravo Puerto Bravo TG3 54, --7 : :34 Mantenimiento correctivo de la unidad. Shougesa SAN NICOLAS TV 7,8 --7 : : Por revisión del PLC. Shougesa SAN NICOLAS TV3 25, --7 : 7--7 : Revisión de puntos calientes. Grupo Hidráulico Eléctrica Agua Azul C.H. POTRERO G, 9--7 : : Volante de inercia en transporte hacia las instalaciones de la central. C.H. YARUCAYA G 7,5 --7 : :5 Cambio de cojinete de unidad G. Otros Agro Industrial Paramonga PARAMONGA TV 3, : --7 : Limpieza e inspección de la caldera CBS y mantenimiento a sus periféricos (Conductores, ventiladores, bombas, motores, etc.) Agropecuaria Aurora MAPLE TV 5, --7 : --7 : Limpieza y sellado con tapones los tubos picados del condensador / Mantenimiento de bombas de agua a caldera. Petramas HUAYCOLORO TG,4 --7 : :28 Reacondicionamiento general del extremo superior del motor / Mantenimiento del generador. Boletín de Operación del Sector Eléctrico es una publicación digital mensual de la Gerencia de Regulación de Tarifas, Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú N Editado y producido por Osinergmin / Diseño y diagramación: NET CONSULTORES Gerencia de Regulación de Tarifas, División de Generación y Transmisión Eléctrica Av. Canadá 46, Lima 4, Perú / Teléfonos: , Fax: postmaster.gart@osinerg.gob,pe / Web: