Logros del subsector electrico 2010

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Logros del subsector electrico 2010

  1. 1. Ministerio de Energía y Minas Dirección General de ElectricidadI N F O R M A T I V O D G E N ° 1 ENERO 2011 LOGROS DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD AL AÑO 2010 Durante el año 2010 se obtuvieron resultados importantes para el subsector electricidad que Contenido coadyuvó al cumplimiento de metas relevantes para asegurar el abastecimiento de energía, como el avance de obras que permiten un mayor reforzamiento del Sistema Eléctrico Interconectado NacionalEditorial (SEIN), la puesta en operación de líneas de transmisión que fortalecen el sistema, el incremento de oferta de energía con la incorporación de nuevas instalaciones y, la participación de los recursos renovables para generar energía que aporta al SEIN, en el marco de los lineamientos de política Indicadores del mercado eléc- establecidos. trico...........................................Pág 2 Incremento de la oferta de energía Despacho de la máxima demanda En el año 2010 se incrementó la capacidad instalada de energía eléctrica a nivel nacional en 613,7 por fuente - diciembre 2010 MW. Las centrales y unidades de centrales que comenzaron a generar energía son las siguientes: la ……………………………………Pág. 3 Central hidroeléctrica Platanal de 220 MW de la Compañía Eléctrica El Platanal (CELEPSA); la tercera unidad a gas natural de la Central Térmica de Kallpa de 192,3 MW, de la empresa Kallpa Costo marginal y tarifa en barra del SEIN diciembre 2010 Generación; la Central Térmica Las Flores de 192,5 MW, de la empresa DUKE ENERGY EGENOR; ………………………………...Pág 4 la primera etapa de la Central Hidroeléctrica Roncador de 1,9 MW, de la empresa MAJA ENERGÍA; y la Central Hidroeléctrica Santa Cruz II de 7 MW de la empresa eléctrica SANTA CRUZ. Comportamiento hidrológico para Adicionalmente, en el transcurso del 2010 se inició la operación comercial de la CT Pisco-EGASA generar energía..................... Pág.5 (ex CT Mollendo) con dos turbinas a gas natural y la CT Independencia – EGESUR (ex CT Calana) con la conversión de cuatro grupos electrógenos, totalizando ambas centrales 73,2 MW. Consumo de gas natural en el Dichas unidades fueron trasladadas durante el año 2009 desde Arequipa y Tacna para ser reubicadas sector eléctrico. .................... Pág.6 en Pisco-Ica. Noticias del subsector eléctrico............................... Pág. 7 Para el reforzamiento del sistema de transmisión, en el año 2010 se puso en servicio las siguientes líneas de transmisión: Logros del subsector electricidad  ..................................... Pág.8,9,10 ‧ La Línea de Transmisión Tocache – Bellavista en 138 kV de 150 km de longitud, que incluye la ampliación de las subestaciones Tocache, Bellavista y Tarapoto, y compensación reactiva en las Aspectos relevantes sobre la subestaciones Bellavista y Tarapoto, con lo cual se integra al SEIN el Sistema Eléctrico Regional San generación eléctrica Martín. ………….………………… Pág 11,12 ‧ La Línea de Transmisión Paragsha – Carhuamayo en 220 kV (L-2267 y L-2268) de 43,5 km de longitud. Visite la pagina web del MEM ‧ La Línea de Transmisión Platanal – Chilca en 220 kV (L-2109) de 106,8 km de longitud. http://www.minem.gob.pe/ Así mismo se realizaron trabajos de ampliación y mejoramiento en las siguientes subestaciones a .................................................Pág.12 cargo de Red de Energía del Perú (REP), que entraron en operación comercial durante el 2010: ‧ Subestación Independencia: Cambio de configuración del Sistema de barra en 60 kV de simple barra a doble barra y dos celdas de línea en 60 kV. ‧ Subestación Tingo Maria: Ampliación de la capacidad de transformación con un nuevo autotransformador de 50 MVA, 220/138 kV, para garantizar el suministro de energía al sistema de transmisión de la región San Martín. DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD El Ministerio de Energía y Minas (MEM) autorizó a Esco Compañía de Servicios de Energía S.A.C. para desarrollar actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la Central Térmica La Gringa III, que está ubicada en el distrito de Lurín, de la provincia de Lima, del departamento de Lima. Con una potencia instalada de 2,98 MW; según Resolución Ministerial Nº 541-2010-MEM/DM. Continúa en la página Nº 8..// 1
  2. 2. Ministerio de Energía y Minas Dirección General de ElectricidadI N F O R M A T I V O D G E N ° 1 ENERO 2011 I N D I C A DOR E S DE L ME R C A D O EL É C T R IC OI- INCREMENTOS DE VARIABLES OPERATIVAS 2005 - 2010 I.1 Máxima Demanda del SEIN Figura N° 1 Máxima Demanda diciembre 2005 - diciembre 2010 5,9% MW 5 000 5,9% 2,9% 4 579 10,8% 4 500 4 199 4 322 8,3% 3 966 4 000 3 580 3 500 3 305 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 Dic-05 Dic-06 Dic-07 Dic-08 Dic-09 Dic-10 Fuente: COES - SINAC I.2 Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional Figura N° 2 Producción de energía del mercado eléctrico Diciembre-Enero 2005-2011 19,2% 6,3% 2,3% 0,3% 2000 1,8% 14,4% 4,8% 2,8% 5,4% 5,7% 1977 * 1754 1872 1 9 81 1500 1838 1841 1861 1836 1731 1638 24,2% 1 4 51 1545 14,0% GW.h 64,8% 11,4% 1000 7,1% 500 1028 588 901 896 * 468 1027 547 643 1 30 1 784 910 355 0 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Dic-05 Dic-06 Dic-07 Dic-08 Dic-09 Dic-10 Hidro-Dic Hidro-Ene Termo-Dic Termo-Ene * Valor proyectado Fuente DGE/EPE I.3 Venta de energía a cliente final Figura N° 3 Venta de energía a cliente final Diciembre-Enero 2005-2011 1 600 1 400 9.1% 8,8% 9,1% 5,2% 1 200 14,3% 2,4% 2,9% 10,7% -3,0% 7,8% 1 000 1074 1098 11 11 63 88 1267 131 1334 6 141 1455 3 GW.h 985 991 1244 * 800 1061 1158 831 816 896 903 1024 985 1009 1022 600 11 3 * 1 994 400 200 0 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Dic-05 Dic-06 Dic-07 Dic-08 Dic-09 Dic-10 Libre-Dic Libre-Ene Regulado-Dic Regulado-Ene * Valor proyectado Fuente: DGE/EPE 2
  3. 3. Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 ENERO 2011II. DESPACHO DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA DE DICIEMBRE 2010 II.1 POR FUENTES DE ENERGÍA El despacho diario de carga correspondiente al 16 de diciembre del año 2010, a las 19:30 h (día de máxima demanda del SEIN de diciembre del año 2010 que ascendió a 4 578,9 MW) se muestra en la Figura N° 4. En dicho día 55,1% se generó con hidroeléctricas, 38,5% con gas natural, 3,2% con carbón mineral y 3,2% con diesel y residual. Figura N° 4 Despacho de Máxima Demanda por Fuente - diciembre 2010 Día: 16-12-2010 - hora de máxima demanda: 19:30 h CARBÓN : 3,2% 5 000 DIESEL Y RESIDUAL : 3,2% 4 500 4 000 MW 3 500 3 000 GAS 38,5% 2 500 2 000 1 500 HIDRO 55,1% 1 000 500 0 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 FUENTE: COES - SINAC II.2 POR ZONAS En la Figura N° 5, se muestra la distribución de la energía generada por zona de ubicación según el despacho del día 16 de diciembre del 2010. Las centrales ubicadas en el Centro del país aportaron al SEIN 74 215 MW.h (76,6%), las centrales del Sur entregaron 12 542 MW.h (12,9%), las del Norte Medio 7 252 MW.h (7,5%) y las centrales del Norte 2 858 MW.h (3,0%). Figura N° 5 Despacho por Zona el día de Máxima Demanda 16 de Diciembre de 2010 a las 19:30 h 5 000 4 500 Norte:  3,0% 4 000 Norte Medio:     7,5% Máxima Demanda  4 578,9 MW 3 500 Sur:  12,9%  MW 3 000 2 500 2 000 1 500 Centro:  76,6% 1 000 500 0 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 FUENTE: COES - SINAC 3
  4. 4. Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad I N F O R M A T I V O D G E N ° 1 ENERO 2011III. EL COSTO MARGINAL Y LA TARIFA EN BARRA DE DICIEMBRE 2010 En el mes de diciembre 2010 el costo marginal promedio mensual del SEIN fue 19% menor que el mes anterior, y llegó a 18,7 dólares por Megavatio-hora (1,87 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra se incrementó 1% respecto al mes de noviembre 2010 con un valor de 29,6 dólares por Megavatio-hora (2,96 cent$/kW.h). En la Figura N° 6, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores. Asimismo, dicho costo marginal fue 9,1% mayor al registrado en el mismo periodo del año anterior que fue 17,2 dólares por Megavatio-hora (1,72 cent US$ / kW.h). Figura N° 6 Evolución mensual del Costo Marginal y Precio de Barra de Energía Activa Mensual SEIN Costo Equivalente Barra Santa Rosa Costo Marginal Precio en Barra Mes (US$/MW.h) (US$/MW.h) Oct-10 24,23 29,82 Nov-10 23,10 29,46 Dic-10 18,76 29,61 250 CMg Pomedio Corto Plazo 200 Mensual Precio en Barra de Energía A ctiva 150 S /M .h U$ W 100 50 0 Ee Fb Jn Ee Fb Jn Ee Fb Jn Ee Fb Jn Ee Fb Jn Ee Fb Jn Ee Fb Jn Sp My Nv Sp ic My Nv ic My Nv Sp ic My Nv ic My Nv Sp ic My Nv ic My Nv ic Mr u Ao Ot Mr u Ao Ot Mr u Ao u Ao Jl Ot Mr Jl Ot Mr u Ao u Ao Jl Ot Mr Mr u Ao Jl Ot Jl Ot Jl Jl St St St a Ar a Ar e c a Ar c a Ar e c a Ar c a Ar e c a Ar c c n e b a u o n e b a u o n e b a u o n e b a u o n e b a u o n e b a u o n e b a u o e D e D D e D D e D D g g g g g g g 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 M ESES F uente: COES - SINAC - diciembre 2010 IV. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE La producción de energía en el SEIN durante diciembre 1 2010 alcanzó 2 860, 4 GW.h y fue 7,6% mayor respecto al mes de diciembre 2009. Asimismo, la energía generada con recurso hídrico fue 0,7% menor respecto al mismo periodo del 2009, con gas natural aumentó 22,7%, con diesel - residual creció 74,8% y, con carbón resultó 7,8% mayor. Del total generado en el mes de diciembre se observó que 62,2% corresponde a la producción de energía con fuente hídrica, mientras en diciembre 2009 fue 67,5%, tal como se muestra en la figura N° 7. Figura N° 7 Participación de energía por fuente vs Costo Marginal diciembre 2009 - diciembre 2010 100% 3,0 90% 2,5 80% 2,0 Cent.US$ / kW.h % Participación 70% 1,5 60% 1,0 50% 0,5 40% 0,0 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Hidro Gas Natural. Carbón Diesel-Residual CMG 1 Fuente: Estadística de COES – Informe de Operación Mensual –diciembre 2010 4

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