Operación del Sector Eléctrico

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1 Organismo Supervisor de la Inversión Operación del Sector Eléctrico Año 11, Julio 1 Reporte Estadístico Información de: Mayo, 1 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 MAYO del 1. 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 Mayo (TC =,85 S/. / US$). Asimismo, los valores calculados para los costos marginales, están referidos a la Barra Santa Rosa 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 883. Producción de Energía en el SEIN Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Fuente de Energía Fuentes de Producción Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Año I Trimestre II Trimestre Abril Mayo Junio III IV Acumulado Trimestre Trimestre May , ,9 1, , 9 5 1,1 1 73,1 1 51, , ,1 79,5 911, , ,,5 755, ,9 1 1,,8 8, ,1 9 19,,8 3, ,8 1 15,,7 5, , 9 11,1 51, 38, - - -,1 1 35, 1,3 8, , 9,3 8,1, ,1 1, 8, 7, , Periodo , 3, 713, , Periodo ,5 38,9 51, ,3 Variación 1/9 7,% 8,% 8,% ,5% Producción del SEIN por Tipo de Combustible Mayo 1/9 Mayo 1 Mayo 9 5,7%,% 33,% 3,% 3,%,%,1% 1,5%,%,3%,3% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo En mayo, la producción total de energía en el SEIN se incrementó 8,% respecto al mismo mes del año 9. La producción termoeléctrica se efectuó principalmente sobre la base del Gas de Camisea, cuya participación en la producción mensual se incrementó de,9% en el mes que se inició la explotación de este yacimiento (septiembre ) a 3,7% correspondiente al presente mes. La producción de energía hidráulica del SEIN, durante el mes de mayo, muestra un predominio con,% del total de la energía producida y ha disminuido su participación en 5,1% respecto al mismo mes del año anterior, debido a una menor producción.

2 Producción de Energía Eléctrica por May-1 Producción de Energia SEIN (GW.h) Acumulado May-1 Acumulado May 9 Variación (1/9) AIPSA 7,3 1,7 - -,1 81, , 57, 11,1,% E. Santa Cruz,3,1 7,7 188,9% 3,5 95, 3 7,8 (1,%) 38,5 3, 15, 9,7% 7, 3, 31, 9,% 1, 8,5 39,3 (7,%) 18,5 1 1, 1 77,,% 8,5,3 1,3,%, 3 15,5 3 17,,9% 3,5 89, 1 75,,5%,3 1, , 75,8 33,5 15,%,7, ,9, 8,3 (8,8%) 1,7 37,1 379,7 (37,%) 19, 78,5 59,5 3,%,3,7 1,8 (,7%) SINERSA,5, ,3 737,5 73,5 (115,%), 97,1 335,3 (11,%) Total 713, , 1 337,3 7,5% Producción Termoeléctrica por Tipo de Combustible Producción Renovable Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % GW.h % AIPSA ,3 1,% E. Santa Cruz ,9,% , 7,5% ,5,% ,9 1,%,,% ,,% - - 1,,% - -, 1,%,11 1,3% ,3,3%,99 11,9% - - 8, 7,3% 8, 1,%, 71,5%,1 73,9% , 19,% ,1,9% ,,1% ,3 11,1%,,3% - - SINERSA ,,% Total 911, 1,% 8, 1,% 5,1 1,% 8,3 1,% 7,3 1,% En mayo, 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 disminuyó su participación respecto al mismo periodo del año anterior, de 9,8% a 1,9%, así como que también disminuyó su participación de,5% a 3,%, mientras aumentó su participación de 13,8% a 15,8%, así como que aumentó su participación de,9% a 5,% debido a una mayor producción. GW.h ,7% E. Santa Cruz,% Jun-9 Producción de Energía por Mayo 1,7%,3% 1,% 3,% CELEPSA,3% 8,1% AIPSA,7%,3%,%,3%,9% SINERSA,%,% SDF Energía,7% 1,1% Evolución de la Producción de Energía por Fuente de Generación y Tipo de Combustible - Mayo 1 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 HIDRO GAS NATURAL CS CARBON RESIDUAL DIESEL BAGAZO En mayo, la producción de las plantas a gas natural representaron el 33,% de la producción del SEIN, aumentando su participación respecto al mes anterior que fue de,8%. Las plantas a carbón representaron el 3,% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron,%. Dic-9 Ene -1 Feb-1,% S. M. Corona,5% 1,5% Mar-1,1%,3% Abr-1 May-1 Máxima Demanda Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) 1 9 Variación 1/9 % Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Enero ,3%,7% -,9% Febrero ,7% 15,5% -,% Marzo ,8% 1,3% - 7,% Abril ,3% 11,% - 5,3% Mayo ,5% 3,9% -,% Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre MD a May ,%,% -,5% % 59,9%,1%,% 1,% 5,% 3,% - 1,% Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Generación y Tipo de Combustible en Mayo 1/9 Mayo 1 38,% Mayo 9,% 55,% 9,1% 3,5%,8% 3,1%,3% 1,% Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel En mayo, la máxima demanda del SEIN, se registró el día a las 19: horas y alcanzó 381, MW, lo cual representó un,1% de aumento respecto a la máxima demanda de mayo de 9. Con relación al mes de abril la máxima demanda disminuyó en,5%. La generación hidroeléctrica, en la cobertura de la máxima demanda del SEIN, no ha sufrido mayores variaciones desde el año ; sin embargo, su participación ha decrecido a favor del incremento de la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 1,9% a,1% desde dicho año. La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN, ha aumentado a 38,% respecto a la registr ada en mayo del año anterior, cuyo valor registrado fue de 9,1%. Operación del Sector Eléctrico

3 Organismo Supervisor de la Inversión Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por s Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW) Mayo 1 Hidroeléctrica Termoeléctrica Total 18,8-18,8 117, - 117, E. Santa Cruz 7,1-7,1 1,, 1 7, - 13,3 13,3 11,9,9 1,8 87,1-87,1 39,3 11, 3,3 9, - 9, 78,5 13,7 79, 75, 1, 91, 3,1-3,1-3, 3, 1, - 1, 18,8-18,8 5,3,,9-7,3 7,3-1,5 1,5 SINERSA 8, - 8, 179,1-179,1-155, 155, Total 1,5 1 97,7 381,,%,1%,% 8,3% 15,8% Cobertura de la Máxima Demanda del SIN por s Mayo 1,% 1,%,% 18,% SINERSA,%,1% 3,5%,7%,1%,7% E. Santa Cruz,% 7,8%,5%,%,3%,9% disminuyó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de,% a 18,% con relación al año 9, mientras que aumentó su participación de 15,% a 15,8%, al igual que de,% a 8,3%. Despacho de Centrales para la Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN Costo Marginal por Barra de Transferencia en Hora de Máxima Demanda Barra de Transferencia Tensión CMg () Duvaz 5, Piura 1,9 Talara 1,9 Los Heroes 1,8 Aguaytía 1,8 Toquepala 138 1,8 Puno 1,8 Cerro Verde 138 1,8 Socabaya 138 1,8 Montalvo 1,8 Trujillo Norte 1,8 Marcona 1,7 Santa Rosa 1,7 Independencia 1,7 Huayucachi 1, ,7 Chilca 1, MW Despacho de Generación para el Día de Máxima Demanda Jueves de Mayo del 1 381, :15 :5 1:15 1:5 :15 :5 3:15 3:5 :15 :5 5:15 5:5 :15 :5 7:15 7:5 8:15 8:5 9:15 9:5 1:15 1:5 11:15 11:5 1:15 1:5 13:15 13:5 1:15 1:5 15:15 15:5 1:15 1:5 17:15 17:5 18:15 18:5 19:15 19:5 :15 :5 1:15 1:5 :15 :5 3:15 3:5 Hidro GasNatural Carbón Residual Diesel Max Demanda Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la unidad TG1 de la C.T. KALLPA con combustible GAS NATURAL y costo variable de 1,7. El valor más alto de costo marginal que se obtuvo fue de, ctv US $/kw.h en la barra Duvaz; mientras que el menor valor de costo marginal fue de 1, ctv US $/kw.h en la Barra Chilca. Evolución de la Máxima Demanda y Potencia Firme Despachada Máxima Demanda (MW) Potencia Firme (MW) Potencia Firme Despachada (MW) (*) Var % PF/MD-1 Enero 9,5 5 77, 9,3 33,% Febrero 39,7 5 73,9 935, 31,% Marzo 5, 11, 5 115, 37,3% Abril 3, 1,7 735,1 38,% Mayo 381, 89, 5 35,8 3,% Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre MW Máxima Demanda, Potencia Firme y Potencia Firme Despachada May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May-1 Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de mayo de 1 representó el 9,7% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponible de 3,3% (*) 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 Caudal Natural Río Mantaro Caudal Natural Río Rímac y Santa Eulalia m3/s m3/s Max (-9) Min (-9) 1 Max (-9) Min (-9) 1 El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en mayo, fue menor en 58,5% con relación a abril del 1. Así mismo, el caudal natural conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser menor en 3,7% con relación a abril del 1. Volúmenes Almacenados Lago Junín - Lagunas Volumen Útil del lago Junín Volumen Útil de las lagunas de Millones de m Millones de m Max (-9) Min (-9) 1 Max (-9) Min (-9) 1 El volumen de agua registrado en el lago Junín en mayo del 1, aumentó en 1,7% con relación al mes anterior. Mientras que, el volumen de agua registrado en las lagunas de en mayo, fue menor en 1,% con relación a abril, pero mayor al máximo histórico registrado para el mismo mes. Laguna Aricota Cuenca Río Chili Volumen Útil laguna Aricota Volumen Útil Cuenca Río Chili Millones de m Millones de m Max (-9) Min (-9) 1 Max (-9) Min (-9) 1 El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en mayo, ha sido menor en 1,3% con relación al mes de abril ; y es menor al mínimo histórico registrado en el mismo mes. En la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca, El Pañe y Pillones) el volumen de agua registrado en mayo del 1, fue menor en,% con relación al mes anterior de abril. Operación del Sector Eléctrico

5 Organismo Supervisor de la Inversión Costos Marginales de Energía Evolución de los Costos Marginales de Energía SEIN Costos Marginales (ctv U$$/KW.h) SEIN 1 SEIN 9 Variación % Enero,3,7-13% Febrero,5,38 -% Marzo,1,9-11% Abril 1,,53-3% Mayo 1,8,87-37% Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Ponderado a Mayo,9,97-3% % Participación 1% 95% 9% 85% 8% 75% 7% 5% % 55% 5% May-9 Jun-9 Producción de Energía vs Costos Marginales SEIN Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Costo Marginal Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May US$/kW.h NOTA: Los costos marginales desde el año 9 se están determinando sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, en aplicación del D.U El valor promedio ponderado mensual del costo marginal de energía para el SEIN correspondiente al mes de Mayo del 1, fue 37% menor respecto al valor registrado el mismo mes del 9, debido principalmente a una mayor producción de las centrales a gas natural. Costos Marginales y Precios Regulados de Energía SEIN Hora Punta Fuera de Punta Ponderado CMg PR CMg PR CMg PR Costos Marginales del SEIN Enero, 3, 1,8 3,,3 3,1 9 Febrero,3 3,1 1,9 3,1,5 3,13 8 Marzo,9 3, 1,3 3,,1 3,1 Abril 3,1 3,1 1,3 3,1 1, 3,1 Mayo,5 3,5 1,,77 1,8,9 Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May-1 Diciembre Cmg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado Punta F. Punta Ponderado CMg En mayo el costo marginal en las horas de punta disminuyó en 19,9% respecto al mes anterior, mientras que en las horas fuera de punta el aumento fue de 5,8%. El costo marginal en horas punta, respecto a las horas fuera de punta, fue 5,% mayor. Precios Regulados vs, Costos Marginales Precios Regulados del SEIN 7 3,9 3, ,5 3,3 3,1,9 1,7,5 May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May-1 May-9 Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May-1 Precio Regulado Costo Marginal Punta F. Punta Ponderado En mayo el precio regulado de energía (PR) fue 59,3% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes. 5

6 Costos Marginales Proyectados Costos Marginales Proyectados Punta Fuera Punta Ponderado Junio-1 1,83 1,8 1,81 1 Costos Marginales del SEIN Julio-1,1,9,1 1 Agosto-1,3,1,19 Septiembre-1,3,7,8 Octubre-1,,3,38 Noviembre-1,79,7,75 Diciembre-1,9,85,8 Enero-11 1,97 1,77 1, Febrero-11,,1,3 Marzo-11 3,,7,7 Abril-11, 1,88 1,95 Mayo-11,9 1,98, Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May-1 Jun-1 Jul-1 Ago-1 Sep-1 Oct-1 Nov-1 Dic-1 Ene-11 Feb-11 Mar-11 Abr-11 May-11 Proyectado COES Punta Proyectado COES Fuera de Punta Ejecutado Ponderado Proyectado COES Ponderado En mayo, los costos marginales estuvieron 9,% sobre los precios proyectados por el COES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica variación estacional entre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en el primer periodo se espera que éstos varíen entre 1,81 y,8, mientras que en periodo de estiaje, los mismos estarían entre 1,81 y,38 ctv US$/kW.h. Los costos marginales proyectados son de carácter referencial y brindan una señal de su posible comportamiento para los próximos meses. Costos Marginales Ejecutados y Proyectados () Ejecutado Ejecutado Fuera Ejecutado Punta Punta Ponderado Proyectado COES Ponderado Desviación respecto al Proyectado COES Dic-9,38 1,11 1,7 1,95-11,8% Ene-1, 1,8,3 1,1,5% Feb-1,3 1,9,5,,1% Mar-1,9 1,3,1, -7,9% Abr-1 3,1 1,3 1,, -3,% May-1,5 1, 1,8 1, 9,% Costos Variables de Operación Costos Variables de Operación de las Centrales que operan con Gas Natural y Carbón Aguaytía Costos Variables de Operación de Centrales a Gas Natural y Carbón () Malacas (TG1) Malacas (TGN) (TG1) Ventanilla (CC) Sta. Rosa West Sta. Rosa (UTI) Chilca (TG1) Ene-1,8 1,9,31 1,1 1, 3,11 3,78,37 5,5 Feb-1,5 11,8, 1,3 1, 3, 3,9,37 5,5 Mar-1,9 11,,7 1, 1,5 3,3,1,37 5,53 Abr-1,3 11,53 7,9 1,7 1,8 3,8,7,37 3,81 May-1,9 1,1,7 1,7 1,9 3,33,8,37,9 Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ilo Costos Variables de Operación de Centrales a Gas y Carbón (Promedio Mensual) Nota: precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 9, para el periodo comprendido entre julio 9 a junio 1. 8, 7,, 5,, 3,, 1,, Jun-9 Jul-9 Ago-9 Sep-9 Oct-9 Aguaytía Malacas (TGN) Ventanilla (CC) Sta. Rosa West Sta. Rosa (UTI) Chilca (TG1) Ilo Malacas (TG1) Nov-9 Dic-9 Ene-1 Feb-1 Mar-1 Abr-1 May Malacas (TG1) Transferencia de Energía Activa Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN GW.h Miles de US$ Entregas Retiros Venta Compra 33,8 577,5-1, 598, 53, - 739, 379,,5 5 93, -, 15,9 553,3-17,8 98,7-3 5,9 13, 89, 533,1-95, 7, - 5, 7, 7, 7, -, 9, - 853,8, 97,9-581,7 3, 39, - 33,7 3,1 1,9 57, -, 7,7 99,9-19, 1,3 8, - 1, 9,, - 8, 13, - 91,3 AIPSA 7,3-117,9 - SINERSA,5-85,5 - E. Santa Cruz,3-7, -,3-3,8 -,7-8, ,8-11,9 Retiros sin Contrato -,3 - - Saldo Res., 87,8 - - Total 3,5 3,5 7 91,9 7 91,9 GW.h Transferencia de Energía Activa del SEIN - Mayo 1 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. Nota: 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 9-8. AIPSA Operación del Sector Eléctrico

7 Organismo Supervisor de la Inversión Transferencia de Potencia Miles de US$ Venta Compra 39,9-35,5-87, - 5,7-19,3-88,1 -,5-9,9 - AIPSA,8-3,8-9,9-18,7 - E. Santa Cruz 17,7-13, - SINERSA 11, -, , - 75,8-17, - 99,1-5,5-8,7 Total 1 789, ,7 Miles de US$ Transferencia de Potencia - Mayo 1 AIPSA Venta Compra En mayo del 1, las transferencias por potencia entre integrantes del COES- SINAC fueron del orden de 1,8 millones de US$. E. Santa Cruz SINERSA 8,7 Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión PCSPT Pago (Miles de US$) Cargos Adicionales SPT CCVOA-CMG CCVOA-RSC CTGN CSS CGA Total 1 315,7 373, ,8 5,1 3 75, 1 15, 11, - - 5,,9 3 31,5 997,8 1 8, , 5,1 81,5 77, 1 38, ,9, 1,9 3,5 5, - - 1, 1,3 1 31,9, 355, ,, 58, 3, 3, - - 7,8,7 577,7 197, 397, ,5 1,3, 178, 31,1 - -,9,9 57, 173,7, - - 5,1, 19, 133, 313,3 - -,7,8 5, 19,5 33, ,,3 38, 9,8 13, ,5,9 59,1 78,9 1, ,1,,9, 3, - -,9, 8,9, 3,1 - -,8,1 5,9 1,8 3, - -,,1 7,7 AIPSA 1,,1 - -,, 3,3 1,1 1, - -,,, E. Santa Cruz,7,1 - -,,,8,,7 - -,, 1,1 SINERSA Total 57, 1 97, ,1 5,9 17 5, Miles de US$ Pago por peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión Mayo 1 CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo Marginal CCVOA-RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin Contrato CTGN: Compensación por Transporte por Gas Natural para Generación Eléctrica CSS: Compensación por Seguridad de Suministro CGA: Compensación por Generación Adicional SPT Cargos Adicionales En mayo del 1, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión fue alrededor de 17, millones de US$. Dicho monto está constituido en un 35,1% ( 57, / 17 5, ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT, mientras que, el,9% corresponde a los cargos adicionales establecidos por el D.L. 11, D.U. 9-8 y D.U Potencia Firme por Potencia Firme (MW) - Mayo 1 Hidráulica Térmica Renovable Total AIPSA - - 9,8 9,8 1, ,9 15, , E. Santa Cruz, - -, 55,7 95, ,1-13, - 13, 19,8 1,7-31,5 88,8 11, - 1, 35,9 3,3-1, 3,9 5,5 -, 88, 1, - 98, 13,8 87, , 3, ,3-553,3-553,3 1, ,3 19, , 113,1 8, - 11,3 -,1 -,1 -, -, 57, , - 175, - 175, Total en el mes 3 1, 3 78, 9,8 89, S. M. Corona,3%,%,1% 8,8% 1,1% Potencia Firme del SEIN - Mayo 1,% 1,9%,1% 1,% 15,7%,8% AIPSA,1% 1,% Potencia Firme El total de Potencia Firme registrada en mayo fue mayor en 3,% respecto al mes de abril; de los cuales 3 1, MW fueron hidráulicos, 3 78, MW térmicos y 9,8 MW renovables. Las empresas con mayor participación en orden descendente fueron, y con 3,%, 1,1% y 15,7% respectivamente. 3,%,% 9,7% 3,% E. Santa Cruz,1% 1,% 5,%,1% 7

8 Potencia Firme y Potencia Disponible de las Centrales Hidroeléctricas Potencia Firme (MW) Pot. Media en HP (MW) Exceso (MW) Déficit (MW) 1,9 15, - 51,5 3,7% 15, 15,5-9,1 5,5% E. Santa Cruz, 5,8 1, - 31,8% 55,7 38,7-11,,% 19,8 11,3-53,5 31,5% 88,8 8, -,8 3,% 35,9 317, - 33,9 9,7% 3,9 3,5-11, 3,7% 88, 831, - 5,,% 13,8 77,5-59,3 3,3% 3,3 3,1 -,,1% 1,3 1,1 -, 15,% 19, 18,8 -,8,1% 113,1 55,5-57, 5,9% 57, 18, - 75, 9,1% TOTAL 3 1, 79, - 5, 17,% ESTATAL 1 97, 1 118,5-178,5 13,8% PRIVADA 1 7, 1 3,5-33,9,% % (*) MW Potencia Firme vs Potencia Media de HP E. Santa Cruz PF PM HP Desviaciones (*): Porcentaje de los excesos o déficit respecto a la potencia firme correspondiente. % 5% % 3% % 1% % Potencia Firme y Potencia Disponible de los Grupos Térmicos Central Unidad Potencia Horas Man Horas Ind Tot Horas Tot Horas Potencia Potencia Exceso Déficit % Efec.(MW) Programa Fortuita Indisp Disp Firme (MW) Disp.(MW) (MW) (MW) (*) SANTA ROSA TG7 13,9 17, - 17, 5, 13, 87,7-35,9-9,7% MALACAS TG 15, 55, - 55, 19, 1,9 3,9-11, -73,8% MOLLENDO MIR1 8,9 5,9-5,9 87,1 8,1 3, -, -57,3% MOLLENDO MIR Y MR3 1, 7, - 7, -, - -, -1,% CHICLAYO OESTE GMT1, 7, - 7, - 3, ,8-1,% CHICLAYO OESTE GMT 3,8 7, - 7, 3, 3,, - 3, -99,33% CHICLAYO OESTE SULZER,5 7, - 7, -, - -, -1,% PAITA EMD-1,1 38, - 38, 3,, 1, - 1, -9,8% PAITA SKODA- y SKODA-3 1,7 7, - 7, - 1, - - 1, -1,% PIURA GMT,7 73,9-73,9,1, - -, -1,% PIURA MIRRL-1 1, 7, - 7,, 1,1, - 1, -9,9% PIURA TG1 17,1 73,8-73,8, 1,, - 1, -99,97% SULLANA ALCO-, ALCO-3 y ALCO-5, 7, - 7, -,3 - -,3-1,% YARINACOCHA WAR3,1, -, 13,8,,9-5,1-8,% ILO 1 TV 1, 7, - 7, - 9, - - 9, -1,% ILO 1 CAT 3,3 33, - 33, 8, 3,3 1,8-1, -,7% BELLAVISTA MAN 1 1,8 7, - 7, - 1, ,7-1,% SAN NICOLAS TV1 18,7 397, - 397, 3,8 18, 8,7-9,3-51,55% SAN NICOLAS TV3 5,9 379,8-379,8 3,,5 1,7-11,8-8,% AGUAYTIA TG1 87, 3,3-3,3 5,7 87,3 3, - 3, -,3% 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 mayo del 1, tuvieron horas de indisponibilidad (programada o fortuita). Para el resto de centrales termoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva. Hechos Relevantes Registrados en Mayo en el SEIN Hechos Relevantes Central Grupo Potencia Efectiva (MW) Inicio Final Motivo y Observaciones Grupo Térmico Santa Rosa TG7 19, : :38 Cambio del sistema de inyección de agua Malacas TG 15, : -5-1 : Reparación de turbina Mollendo MIR1 8, : : Inspección de culatas Mollendo MIR y MIR3 1, : 1--1 : MR, cambio de pistones por nuevo modelo. MR3, montaje de monoblock Pisco TG1 Y TG 7, : 1--1 : A la espera de la culminación de los trabajos de instalación del ducto de gas, a cargo de terceros. Chiclayo Oeste GMT1 y GMT 8, : 1--1 : Mantenimiento 9 horas operación GMT 1. Mantenimiento 7 horas de operación GMT. Chiclayo Oeste SULZER, : 1--1 : Rectificado muñón de biela up 1L y 1R SULZER. Paita EMD-1, : : Mantenimiento unidades de potencia, y desmontaje/ montaje generador Paita SKODA- y SKODA-3 1, : 1--1 : Mantenimiento unidades de potencia, SKD Y SKD 3. Piura GMT, : :5 Mantenimiento unidades de potencia, generador Piura MIRRL-1 1, -5-1 : 1--1 : Mantenimiento unidades de potencia, generador Piura TG TG1 17, : 1--1 : Inspección a rotor de generador General Electric D Sullana ALCO-, ALCO-3 y ALCO-5, : 1--1 : Mantenimiento unidades de potencia. Independencia IND13 18, : 1--1 : Conversión para operación con gas natural Independencia IND 5, : 1--1 : Conversión para operación con gas natural Yarinacocha WAR3, : :13 Mantenimiento sistema PLC. Ilo 1 TV 1, : 1--1 : Falla del generador Ilo 1 CAT 3, : 1--1 : Inspección por oscilaciones de potencia Bellavista MAN 1 1, : 1--1 : En espera de mantenimiento mayor San Nicolás TV1 18, : :9 Reparación de tubo de sobrecalentador San Nicolás TV3 5, : : Mantenimiento anual Aguaytia TG1 87, : :19 Inspección tipo C Grupo Hidráulico Charcani V CHAV3, : 1--1 : Reparación del circuito magnético por daños en núcleo del rotor y estator. Yuncán G1 5, : :33 Reparación menor de rodete y ensayos no destructivos; mantenimiento de cojinete de turbina G1 Maja Energía Roncador Central 1, : Entrada de operación comercial. SINERSA Poechos II Central 1, 3--1 : Entrada de operación comercial. Dolorespata Central 11, : Retiro de operación comercial. E. Santa Cruz Santa Cruz II G 3, : Entrada de operación comercial. Las Flores TG1 197, : Entrada de operación comercial. Otros Organismo Supervisor de la Inversión Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, División de Generación y Transmisión Eléctrica Av. Canadá 1, Lima 1, Perú / Teléfonos: 87-88, Fax: 91 postmaster.gart@osinerg.gob.pe / web: 8 Operación del Sector Eléctrico