Producción de Energía en el SEIN

Transcripción

1 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - Osinerg Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Año 7 Marzo - o Producción de Energía en el SEIN Producción de Energía Eléctrica por Fuente de Energía La producción total de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ("SEIN"), correspondiente al mes de marzo del año, ha mostrado un crecimiento de 9,% respecto al mismo mes del año 5. La participación hidroeléctrica aumentó en 1,%, mientras que la termoeléctrica disminuyó en 3,1% respecto al mes de marzo del año 5. En cuanto a la producción acumulada a marzo del año, se ha registrado un crecimiento de,%, respecto del mismo periodo del año anterior. La producción de energía por tipo de generación hidroeléctrica y termoeléctrica del SEIN, para marzo del, mostró el predominio de la generación hidroeléctrica en el abastecimiento de la demanda de energía. La energía hidroeléctrica representó el,% del total y la energía termoeléctrica representó el 11,% del total, tal como se indica en el gráfico adjunto. Producción de Energía - SEIN Incremento / Decremento ( GWh ) / 5 5 % Hid. Term. Total Hid. Term. Total Hid. Term. Total Ene ,% 39,1% 7,7% Feb ,% 3,1% 7,9% Mar ,% -3,1% 9,% GWh a Mar ,3%,%,% %,% 13,% 1,% 7,% 1,% 1,% PRODUCCION DEL SEIN POR TIPO DE GENERACION MARZO TERMICA 11,% Total = 13 GWh HIDROELECTRICA,% Producción de Energía Eléctrica por s En la producción de energía a nivel de empresas, para el mes de marzo del, las mayores variaciones lo presentaron las empresas que tienen centrales hidráulicas, incrementando su producción como consecuencia de una mayor disponibilidad hídrica por encontrarnos en época de avenida. La unidad TGN de la C.T. Malacas estuvo fuera de servicio todo el mes por mantenimiento, mientras que la TG de C.T. Aguaytía estuvo fuera del servicio del 1 al 31 de marzo de por el mismo motivo. El suministro de Gas de Camisea se interrumpió del 5 al 17 de marzo de por mantenimiento correctivo en el ducto de transporte. En este periodo las C.T. Ventanilla y la C.T. Santa Rosa estuvieron disponibles con combustible Diesel. Producción de Energía - SEIN (GWh) Ene- Feb- Mar- Electroperú 3, 5, 3, Cahua 51,,,5 Edegel,1 1,5 5,7 Etevensa 11, 11, 59, Eepsa 33,5,,5 Termoselva 9, 7,5 57, Egenor 1,,7,9 Electroandes 95,1, 13,1 Shougesa,, 5, Egasa 7,1 11,9 115,7 Egesur,7,7 1, Egemsa, 5,, Enersur 17,7 11,1 175,1 San Gabán 1, 73, 73, S.M. Corona 13, 1, 13,5 E. Santa Rosa,5,,7 Total 1,9 1, 13, Total 5 1 9, 1 7,5 1 99, % Crecimiento 7,7% 7,9% 9,% 1

2 En el gráfico adjunto, se muestra la distribución de la producción de la energía en el SEIN por empresas, correspondiente al mes de marzo del. Se observa que las empresas con mayor participación en la producción de energía fueron Electroperú con 3,% del total y Edegel con,% del total. Shougesa,% Electroandes,9% Egasa 5,5% PRODUCCION DE ENERGIA POR EMPRESAS MARZO Egesur,1% Egemsa 3,% Enersur,3% San Gabán 3,5% S.M. Corona,% E. Santa Rosa,3% Electroperú 3,% Egenor 1,9% Termoselva,7% Eepsa,% Etevensa,% Edegel,% Cahua,% Producción de Energía Eléctrica por Fuente de Energía y Tipo de Generación Termoeléctrica En el siguiente cuadro se representa la producción de energía del SEIN por fuente de energía y tipos de unidades de generación termoeléctrica. Fuente de GWh Energía Ene- Feb- Mar- Hidro 1 715, 1,3 1 5,5 Carbón 5,1, 55,1 Gas natural 5,1, 1, Residual,5 3, 33,7 Diesel, 1, 3, Total 1,9 1, 13, GWh PRODUCCION DE ENERGIA POR FUENTE Y TIPO DE GENERACION TERMOELECTRICA La producción de energía acumulada a marzo por fuente de energía y tipo de generación termoeléctrica es: Hidro 5, GWh (,%), Carbón 19, GWh (1,%), Gas Natural 595,1 GWh (9,9%), Residual 9, GWh (1,5%), Diesel 3, GWh (,%) HIDRO CARBON GAS NATURAL RESIDUAL DIESEL Ene- Feb- Mar- En el mes de marzo del, con relación al total de producción en el SEIN, la mayor producción termoeléctrica la representaron las unidades a gas natural con 5,9% y las unidades a carbón con,%. De las unidades a gas natural, la empresa Termoselva tuvo la mayor participación en la producción de energía eléctrica con,3% y Etevensa con 35,1%. Del total de las unidades que operan con combustible Diesel, las empresas con mayor participación en el despacho fueron: Edegel con 9,9% y Etevensa con 9,3%. PRODUCCION DEL SEIN POR FUENTE Y TIPO DE GENERACION TERMOELECTRICA - MARZO CARBON GAS NATURAL,% 5,9% RESIDUAL 1,% DIESEL 1,5% Despacho con Diesel MWh % Edegel 15 95, 9,9% Shougesa 7,,% Egenor 5,1,% Egasa,3,% Enersur 1,,1% Cahua 39,,1% Egemsa,,1% San Gabán 9,5,3% Etevensa 15 7, 9,3% Despacho con Gas Natural MWh % Etevensa 3,7 35,1% Edegel 1 5,3 11,% Eepsa 5,3,% Termoselva 57 3,5,3% HIDROELECTRICO,% Total = 13, Gwh Total 31 97, Total 13 9,9

3 La máxima demanda del SEIN, en el mes de marzo del año, fue registrada el 3 de marzo a las 19:15 horas y alcanzó 3 351,5 MW. El despacho correspondiente a dicha máxima demanda, se presenta en el siguiente cuadro: Máxima Demanda Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por s Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN (MW) Marzo - Hidroeléctrica Termoeléctrica Total Electroperú 91,9 3, 915,5 Cahua 59,, 59, Edegel 9,1 13, 33,3 Etevensa, 19,5 19,5 Eepsa, 9, 9, Termoselva, 7,9 7,9 Egenor 35,, 35, Electroandes 1,, 1, Shougesa, 13, 13, Egasa 17,7, 17,7 Egesur,5 1,,1 Egemsa 5,, 5, Enersur 131,1 1,9 3, San Gabán 1,7 1, 11,3 S.M. Corona 1,, 1, E. Santa Rosa 1,1, 1,1 TOTAL 9, 7, 3 351,5 La cobertura de la máxima demanda del SEIN por empresas, registrado en marzo del, se muestra en el siguiente gráfico: Shougesa,% Electroandes,9% Egenor 1,5% COBERTURA DE LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS - MARZO Egasa 5,1% Termoselva,% Egesur,7% Egemsa 1,7% Eepsa,% Enersur 9,% Etevensa,5% Total = 3 351,5 MW San Gabán 3,3% S.M. Corona,% E. Santa Rosa,3% Edegel,9% Electroperú 7,3% Cahua 1,% Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN por Fuente de Energía Con relación a la máxima demanda registrada en marzo del 5, la máxima demanda del SEIN registrada en marzo del año fue 7,9% mayor. Asimismo, se observó un aumento en la participación hidroeléctrica de,% y un incremento en la participación termoeléctrica de,3%. En el siguiente gráfico, se muestra la cobertura de la máxima demanda de potencia del SEIN por tipo de generación, del mes de marzo del. La participación hidroeléctrica fue de 79,1% y la termoeléctrica de,9% del total. Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN Variación ( MW) / 5 5 % Hid. Term. Total Hid. Term. Total Hid. Term. Total Ene ,9% 7,9% 7,7% Feb ,3% 9,7% 7,% Mar ,%,3% 7,9% MD a Mar ,%,3% 7,9% % 79,1%,9% 1,% 1,5% 1,5% 1,% COBERTURA DE LA MAXIMA DEMANDA DEL SEIN POR TIPO DE GENERACION - MARZO TERMOELECTRICA,9% Total = 3 351,5 MW HIDROELECTRICA 79,1% Despacho de Centrales para la Cobertura de la Máxima Demanda del SEIN En el gráfico siguiente, se muestra el despacho de generación para el día de la máxima demanda del SEIN. Para la hora de ocurrencia de la máxima demanda la unidad que marginó fue la C.T. Calana con un costo variable de operación de 3,9 US$/MWh DESPACHO DE GENERACION PARA EL DIA DE LA MAXIMA DEMANDA (3 de Marzo del ) 1 PARTICIPACION DE LOS DESPACHOS DIARIOS RESPECTO AL DIA DE LA MAXIMA DEMANDA DEL MES MARZO MW 5 % :15 1:3 :5 : 5:15 :3 7:5 9: 1:15 11:3 1:5 1: 15:15 1:3 17:5 19: :15 1:3 :5 Horas HIDRO CARBON GAS NATURAL RESIDUAL DIESEL : : 3: : 9: 1: 15: 1: 1: : Días Laborables Días No Laborables TOTAL 3

4 Lago ín - Lagunas Edegel Volúmenes Almacenados El volumen de agua registrado en el lago ín en el mes de marzo del, ha sido menor en 1,7% con relación al mes de marzo del 5 y respecto al mes de febrero del ha aumentado en 53,3%. Los volúmenes de agua registrados en las lagunas de Edegel en el mes de marzo del, han sido menores en 11,7% con relación al mes de marzo del 5 y respecto al mes de febrero del han aumentado en 33,7%. Volumen del Lago ín ( Millones de m 3 ) 5 % Ene 133, 193,9-31,1% Feb 5,,7-1,3% Mar 35, 351, -1,7% Volumen Máx. 35, 351, -1,7% Volumen de Lag. de EDEGEL ( Millones de m 3 ) 5 % Ene 1,5 15,7-3,9% Feb 15,3 19, -3,% Mar 19,,1-11,7% Volumen Máx. 19,,1-11,7% Millones m Mar-5-5 Evolución de los Volúmenes en las Cuencas del SEIN Lago ín Lagunas de Edegel Ene- Feb- Mar- Laguna Aricota Cuenca Río Chili El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en el mes de marzo del, fue mayor en 13,3% con relación al mes de marzo del 5, y respecto al mes de febrero del ha aumentado en 1,1%. El volumen de agua registrado en la cuenca del río Chili (conformado por las presas El Frayle, Aguada Blanca y El Pañe) en el mes de marzo del, fue mayor en,% con relación al mes de marzo del 5 y respecto al mes de febrero del ha aumentado en 35,1%. 3 5 Evolución de los Volúmenes en las Cuencas del SEIN Volumen Laguna Aricota ( Millones de m 3 ) 5 % Ene 19,,9-5,5% Feb 1,7 1,7,9% Mar 3,5 1,5 13,3% Volumen Máx. 3,5 1,7 13,% Volumen Cuenca Chili ( Millones de m 3 ) * 5 % Ene 11, 9, 7,% Feb 15, 1, 3,% Mar 5,5 15,5,% Volumen Máx. 5,5 15,5,% Millones m Mar Lagunas del Chili Laguna Aricota Ene- Feb- Mar- * El Embalse Pillones perteneciente a la cuenca del río Chili se empezó a llenar a partir del de enero de y registró 7.97 millones m 3, adicionales a lo indicado para este mes. Hidrología Río Mantaro - Ríos Rímac y Santa Eulalia El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en el mes de marzo del, ha sido mayor en 33,% con relación al mes de marzo del 5, y respecto al mes de febrero del ha aumentado en 1,%. El caudal natural conjunto de los ríos Rímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque) en el mes de marzo del, ha sido mayor en 33,7% con relación al mes de marzo del 5, y respecto al mes de febrero del ha aumentado en 3,%. Río Mantaro ( m 3 /s ) 5 % Ene 17, 13,5-3,% Feb 51,3 1,1 35,% Mar 7, 1, 33,% Caudal Máx. 7, 1, 33,% Ríos Rímac y Santa Eulalia ( m 3 /s ) 5 % Ene,5 3, -1,7% Feb 3,3 9,9 1,5% Mar, 35,9 33,7% Caudal Máx., 35,9 33,7% m 3 /s - Río Mantaro Mar-5 Evolución de los Caudales de los Principales Ríos del SEIN Ene- Feb- Río Mantaro Ríos Rimac y Santa Eulalia Mar m 3 /s - Ríos Rimac y Santa Eulalia

5 Costos Marginales de Energía Evolución de los Costos Marginales de Energía - SEIN El valor promedio ponderado mensual del costo marginal para el SEIN correspondiente al mes de marzo del, fue 19% menor con respecto del valor registrado en marzo del 5. Máxima Demanda Vs Costos Marginales SEIN 1 Costos Marginales (ctv US$/kWh) Variación SEIN SEIN 5 % Ene,9,7 9 % Feb 3,, % Mar (*),,95-19% Nota: ( * ) : Costos marginales calculados con el tipo de cambio al último día útil del mes ( TC=3,35 S/./US$ ). MW Ene- Feb- Mar- Gen. Hidroeléctrica Gen. Termoeléctrica Costo Marginal 1 Ctv US $/kwh Costos Marginales de Energía por Bloques Horarios En el cuadro y gráfico siguientes, se muestran los costos marginales del SEIN para las horas punta, fuera de punta y el promedio ponderado mensual. Para el mes de marzo del, se tiene que la variación del costo marginal en horas punta, respecto a las horas fuera de punta fue de 9,7%. 1 Costos Marginales del SEIN Costos Marginales (ctv US$/kWh) Punta F. Punta Ponderado 1 Ene 3,7,71,9 Feb 5,93 3,3 3, Mar (*) 3,5,3, Nota: ( * ) : Costos marginales calculados con el tipo de cambio al último día útil del mes ( TC=3,35 S/./US$ ). Ctv US$/kWh Ene- Feb- Mar- Punta F.Punta Ponderado Costos Marginales de Energía y Precios Regulados de Energía El precio regulado de energía (PRegulado) registrado en marzo del ha resultado ser 7% más alto que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES-SINAC para el mismo mes. SEIN - PRegulado CMg Var % (ctv US$/kWh) (ctv US$/kWh) Preg/CMg-1 Ene 3,1,9 % Feb 3,1 3, -19% Mar (*) 3,, 7 % Nota: ( * ) : Precio en Barra Lima kv Calculado con el tipo de cambio al último día útil del mes ( TC=3,35 S/./US$ ). Ctv US $/kwh Precios Regulados Vs Costos Marginales Precio Regulado Costo Marginal Nota: Precio Regulado SEIN corresponde al precio de energía en la Barra Lima kv. Ene- Feb- Mar- 5

6 Costos Marginales Proyectados En el cuadro y gráfico siguiente, se muestra el costo marginal proyectado por el COES para el SEIN, en el periodo que comprende de abril a marzo 7. Estos costos marginales son de carácter referencial y nos brindan una señal de su comportamiento para los próximos meses. Costos Marginales Proyectados (ctv US$/kWh) Punta Fuera Punta Ponderado - 1,7 3,,73-9, 3,,33-9, 5,,39-9,,3 5,11-1,7,1,7-9,3,5, -,3, 3, - 9,3 3,7, -,3,7,9 Ene-7 3,,39,5 Feb-7 3,,39,5 Mar-7,,5,59 Ctv. US$/kWh Real Ene- Feb- Costos Marginales del SEIN Proyección COES Mar Punta F.Punta Ponderado Ene-7 Feb-7 Mar-7 En el cuadro y gráfico siguiente, se muestra la evolución de los costos variables de operación para las centrales térmicas que operan con gas natural (Aguaytía, Malacas TG1, Malacas TGN, Ventanilla y Santa Rosa-West) y con carbón (Ilo ). Costos Variables de Operación Costos Variables de Operación de las Centrales que operan con Gas Natural y Carbón Costos Variables de Operación de Centrales a Gas Natural y Carbón (Promedio Mensual) Costos Variables de Operación de Centrales a Gas Natural y Carbón Promedio Mensual (US$/MWh) Aguaytía Malacas Malacas Ventanilla Sta. Rosa-West Ilo (TG1) (TGN) Ene- 1, 3, 3,3,1 31,5, Feb-,55 33,9,9 7, 3,1 7,1 Mar- 3,3 3,,7 7, 33, 3, US$/MWh Ene- Feb- Aguaytía Malacas (TG1) Malacas (TGN) Mar- Nota: En aplicación del Procedimiento 31-C del COES-SINAC, en junio 5 las centrales que operan con gas natural declararon su precio de gas natural junto con sus factores de actualización para el periodo de julio 5 a junio. Ventanilla Sta. Rosa-West Ilo Transferencia de Energía Activa y Potencia en el SEIN Transferencia de Energía Activa Para el mes de marzo del, las transferencias totales de energía activa entre integrantes del COES-SINAC fueron de 1 9, GWh, las mismas que corresponden a,9 millones de US$. El cuadro y gráfico siguientes muestran los retiros y entregas realizadas por cada empresa generadora, en el mes de marzo del. GWh Entregas Retiros Electroperú 7,, Edegel 9,3 33, Etevensa 15, 19,3 Cahua 3,5 3, Egenor 1,5 173,5 Electroandes 79,1 1, Shougesa, 3, Eepsa,5 3,7 Termoselva 57,1 11, Egemsa 3, 3,1 Egasa,9 5, Egesur -,1, Enersur 1,1 17, San Gabán,5 3,9 S.M. Corona,7 1,7 E. Santa Rosa,7,3 Sin Contrato, 13,5 Saldo Res., 5,1 Total 1 9, 1 9, Neto, Miles de US$ Venta Compra, 1 3,9 91,9, 1 3,3, 17,, 371,1, 19,9,, 9,, 3,, 1 19,, 7, 9,9,, 73,7, 3,, 3, 1,,,, 91,5 91,5, GWh ELECTROPERU EDEGEL Transferencia de Energía Activa del SEIN - Marzo ETEVENSA CAHUA EGENOR ELECTROANDES SHOUGESA EEPSA ENTREGAS TERMOSELVA EGEMSA EGASA RETIROS EGESUR ENERSUR SAN GABAN S.M. CORONA E. SANTA ROSA Nota 1: Los montos de transferencia de energía activa incluyen los pagos por entrega y retiro de energía activa y por los servicios complementarios. Nota : Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netos de energía realizadas en las barras de transferencia.

7 Transferencia de Potencia Para el mes de marzo del, las transferencias de potencia entre integrantes del COES-SINAC fueron del orden de los, millones de US$. El cuadro y gráfico siguientes muestran las ventas y compras realizadas por cada empresa generadora, en dicho mes. Miles de US$ Venta Compra ELECTROPERU, 1 79,9 EDEGEL 97,3, ETEVENSA 71,1, CAHUA, 15, EGENOR 7,, ELECTROANDES 73,, SHOUGESA, 13,3 EEPSA 3,, TERMOSELVA, 1,5 EGEMSA,, EGASA 5,, EGESUR, 11,5 ENERSUR 9,1, SAN GABAN, 17, S.M. CORONA 9,5, E. SANTA ROSA,3, Total 5,5 5,5 MilesdeUS$ ELECTROPERU EDEGEL ,9 ETEVENSA CAHUA Transferencia de Potencia Marzo EGENOR ELECTROANDES SHOUGESA EEPSA TERMOSELVA EGEMSA EGASA Venta Compra EGESUR ENERSUR SAN GABAN S.M. CORONA E. SANTA ROSA Pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión Para el mes de marzo del, el pago de peaje de conexión al Sistema Principal de Transmisión fue de 1,5 millones de US$, esto se encuentra constituido por un 35,% que es el pago a las empresas transmisoras, por sus equipos pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión (SPT), y un,% que es el pago por Garantía de Red Principal (GRP). Pago (Miles de US$) SPT GRP Total ELECTROPERU 1 7, ,3 1, EDEGEL 91,3 1, 91,9 ETEVENSA 13,7 1, 9,9 CAHUA 117, 1,1 37,1 EGENOR 5, 1 13,9 1 57, ELECTROANDES 195,1 35, 55,5 SHOUGESA 99, 17,5 77,9 EEPSA 1,5 3, 359,3 TERMOSELVA 75,3 9,3 79,5 EGEMSA 11,3 53,7 395,1 EGASA 5,9 513, 799,3 EGESUR 71, 19,, ENERSUR 7, 73, 1 137, SAN GABAN 137, 7,5 35, S.M. CORONA,3,1, E. SANTA ROSA 1, 1,7,7 Total 5 1,1 9 31, 1 5,5 Miles de US$ ELECTROPERU EDEGEL Pago por peaje de conexión al Sistema Principal de Transmisión Marzo ETEVENSA CAHUA EGENOR ELECTROANDES SHOUGESA EEPSA SPT TERMOSELVA EGEMSA GRP EGASA EGESUR ENERSUR SAN GABAN S.M. CORONA E. SANTA ROSA Potencia Firme por s La Potencia Firme del SEIN correspondiente a marzo del, se registró en 37,5 MW; de los cuales 71,3MW fueron hidráulicos y 1 5,3 MW fueron térmicos. Potencia Firme ( MW ) MARZO HIDRO TERMICA TOTAL Termoselva, 1,7 1,7 Cahua 7,1 15, 9,9 Edegel 713,1 5,9 939, Eepsa, 1,7 1,7 Egenor 359, 1,5 55,5 Electroandes 17,1, 17,1 Electroperú 5,, 9,1 Etevensa, 3,7 3,7 Shougesa,,7,7 Egasa 19, 1, 315, Egemsa 5,, 9, San Gabán 113,1 7, 1,9 Egesur 1, 5, 37, Enersur 133,5 3,9 9, S.M. Corona 19,, 19, E. Santa Rosa,,, TOTAL SEIN 71,3 1 5,3 37,5 Potencia Firme Egesur,9% San Gabán,% Egemsa,1% Egasa 7,% POTENCIA FIRME DEL SEIN - MARZO Enersur 11,3% S.M. Corona,% Shougesa 1,5% Etevensa 7,1% Electroperú,7% E. Santa Rosa,1% Total = 37,5 MW Termoselva 3,% Cahua,1% Edegel 1,5% Electroandes 3,9% Egenor 11,% Eepsa 3,% 7

8 Potencia Firme y Potencia Disponible de las Centrales Hidroeléctricas Para el mes de marzo del se observó que la mayoría de las centrales hidroeléctricas del SEIN despacharon en horas de punta, con unas potencias medias menores a su potencia firme (se reconoció 71,3MW, se ofreció en promedio 3,MW, consecuentemente se originó un saldo negativo de,1 MW). El saldo total negativo del SEIN respecto de la potencia firme declarada por el COES-SINAC fue de 3,1%. Potencia Pot media Firme en HP Exceso Déficit % (MW) (MW) (MW) (MW) (*) Edegel 713,1 3,3 9, -,% Cahua 7,1 7, 1,7 -,3% Electroandes 17,1 15, 1,7-1,% Electroperú 5, 7, 1,, 1,% Egenor 359, 3, 1, -3,% Egasa 19, 17,, -1,% Egesur 1, 1, 11, -,% San Gabán 113,1 99,7 13, -11,% Egemsa 5, 5,9,1,,1% Enersur 133,5 131,,1-1,5% S.M. Corona 19, 1,1 1,5-7,% E. Santa Rosa, 1,,,,1% TOTAL 71,3 3,,1-3,1% Privados 1 7,1 1 3,5, -,7% Estatales 1,1 1 3,7 15, -1,% Nota: ( * ) : Porcentaje de los excesos o déficits respecto a la potencia firme correspondiente. Potencia Firme y Potencia Disponible de los Grupos Térmicos La potencia disponible de las centrales térmicas está determinada por la potencia efectiva multiplicada por las horas disponibles de las unidades, dividida entre las horas totales del mes. En los siguientes cuadros se muestra la potencia disponible de las centrales térmicas que durante el mes de marzo de, tuvieron horas de indisponibilidad (programada o fortuita). Para el resto de centrales térmicas la potencia disponible es igual a su potencia efectiva. Potencia Horas Horas Total Total Central Unidad Efectiva Mantto. Indispo. Horas Horas (MW) Program. Fortuita Indispo. Dispon. Cahua C.T. Sulzer SLZ 1, 311,, 311, 3, Cahua C.T. Sulzer SLZ, 31,, 31, 31, Cahua C.T. Sulzer SLZ3, 311,, 311, 3, Eepsa C.T. Malacas TGN 97, 7,, 7,, Egenor C.T Chiclayo Oeste GMT1,1 7,, 7,, Egenor C.T. Chimbote CHIM1 1, 7,, 7,, Egenor C.T. Paita EMD-1,1 7,, 7,, Egenor C.T. Paita SKODA-1,9 1,5, 1,5 559,5 Egenor C.T. Piura MIRRL-1 1,3 7,, 7, 7, Egenor C.T. Piura PIURMAN 7,3 7,, 7,, Egenor C.T. Sullana ALCO-1,1 7,, 7,, Egenor C.T. Sullana ALCO-3, 1,5, 1,5 531,5 Electroperú C.T. Tumbes MAK1 9,,,, 5, Electroperú C.T. Tumbes MAK 9, 33,7, 33,7 51,3 Enersur C.T. Ilo 1 TV 3, 9,, 9, 53, Enersur C.T. Ilo TV1 11,,,,, Etevensa C.T. Ventanilla TG3 159,,7,,7 53,3 Etevensa C.T. Ventanilla TG 15, 31,, 31,, Shougesa C.T. San Nicolás TV 19, 7,, 7,, Shougesa C.T. San Nicolás TV3 5, 7,, 7,, Termoselva C.T. Aguaytía G, 31,9, 31,9 7,1 Nota: ( * ) : Porcentaje de los excesos o déficits respecto a la potencia firme correspondiente. Hechos Relevantes Hechos Relevantes Registrados en Marzo en el SEIN En el siguiente cuadro, se muestran los hechos relevantes de los grupos de generación eléctrica. MW Edegel Cahua Electroandes Potencia Firme vs Potencia Media de HP Electroperú Egenor Egasa Egesur San Gabán Egemsa PF PM_HP Desviaciones Potencia Potencia Firme Disponib. Exceso Déficit % (MW) (MW) (MW) (MW) (*),3 3,5, -1,% 5,,5,7-51,%,9 3,5 1, -,% 9,3, 9,3-1,% 3,, 3, -1,% 1,, 1, -1,%,,, -1,%,9,7, -,% 1,3,5, -1,5%,9,,9-1,%,1,,1-1,%, 1,, -3,%,9,1,9-31,5%,7,,5 -,7% 3, 1,1 9, -39,% 11,5,5 53,1-37,5% 155, 17,7 7,5-3,% 153,5 3,3 7, -5,7% 19,1, 19,1-1,%,9,,9-1,% 7,1 5,9 3, -1,% Potencia Horas Horas Total Central Unidad Efectiva Mantto. Indisp. Horas Descripción MW Program. Fortuita Indisp. Grupos Térmicos Cahua C.T. Sulzer SLZ 1, 311,, 311, Mantenimiento programado. Cahua C.T. Sulzer SLZ, 15,, 15, Mantenimiento programado. Cahua C.T. Sulzer SLZ, 1,, 1, Mantenimiento en el carter. Cahua C.T. Sulzer SLZ3, 311,, 311, Mantenimiento programado. Eepsa C.T. Malacas TGN 97, 7,, 7, Pruebas operativas. Egenor C.T Chiclayo Oeste GMT1,1 7,, 7, Mantenimiento mayor horas motor GMT 1. Egenor C.T. Chimbote CHIM1 1, 7,, 7, Revisión del sistema excitatriz. Unidad TG1. Egenor C.T. Paita EMD-1,1 7,, 7, Reparación radiador, EMD 1. Egenor C.T. Paita SKODA-1,9 1,5, 1,5 Inspección culata up N, SKD 1. Egenor C.T. Piura MIRRL-1 1,3 7,, 7, Pruebas. Egenor C.T. Piura PIURMAN 7,3 7,, 7, Cambio de cojinete, bancada y biela, motor MAN. Egenor C.T. Sullana ALCO-1,1 7,, 7, Inspección generador por vibración, ALCO 1. Egenor C.T. Sullana ALCO-3, 1,5, 1,5 Mantenimiento 5 horas operación, ALCO 3. Electroperú C.T. Tumbes MAK1 9,,,, Trabajos en el sistema de vapor y condensado. Electroperú C.T. Tumbes MAK 9, 33,7, 33,7 Trabajos en el sistema de vapor y condensado. Enersur C.T. Ilo 1 TV1 1, 173,, 173, Pruebas de operatividad. Enersur C.T. Ilo 1 TV 3, 9,, 9, Mantenimiento semestral. Enersur C.T. Ilo TV1 11,,,, Mantenimiento de pulverizador. Etevensa C.T. Ventanilla TG3 159,,7,,7 Mantenimiento correctivo. Etevensa C.T. Ventanilla TG 15, 31,, 31, Correctivo por pérdida de flama. Shougesa C.T. San Nicolás TV 19, 7,, 7, Mantenimiento mayor. Shougesa C.T. San Nicolás TV3 5, 7,, 7, Mantenimiento mayor. Termoselva C.T. Aguaytía G, 31,9, 31,9 Mantenimiento mayor y repotenciación del compresor. Etevensa C.T. Ventanilla CENTRAL 313. Indisponible con gas natural de 5 a 17 de marzo de por indisponibilidad del ducto de Camisea. Edegel C.T. Sta Rosa TG7 1, Indisponible con gas natural de 5 a 17 de marzo de por indisponibilidad del ducto de Camisea. Grupos Hidráulicos Cahua C.H. Pariac CH - 3N,,,, Prueba en el eje del generador. Cahua C.H. Pariac CH - 3N, 3,, 3, Montaje del eje de turbina. Cahua C.H. Pariac CH - I 1,5 19,, 19, Desmontaje del generador. Cahua C.H. Pariac CH - I 1,5 59,, 59, Mantenimiento al estator. Edegel C.H. Callahuanca CALL1 15,3 3,3, 3,3 Solucionar pendientes repotenciación de la unidad. Egesur C.H. Aricota AR1 1, 3,,,, Labores de recuperación. Egesur C.H. Aricota ARI3 1, 31,, 31, Modernización de las protecciones. Enersur S.M. Corona E. Santa Rosa 9% 7% 5% 3% 1% -1% -3% -5% -7% Organismo Supervisor de la Inversión en Energía Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Generación y Transmisión Eléctrica Av. Canadá 1, Lima 1, Perú Teléfonos: 7 -, Fax: 91 postmaster.gart@osinerg.gob.pe Web page: