Presentación de PowerPoint · GTS Tacna 3,0 Hidrocañete 2,1 Hidromarañón 0,0 Huanchor 14,2...

44,7%

49,1%

1,6%0,2%1,0%3,4%

64,6%

29,9%

0,1%0,6%1,9%

2,9%

Hidro

Gas Natural

Carbón

Residual

Diesel

Renovables

PRODUCCIÓN DEL SEIN POR TIPO DE COMBUSTIBLE Mayo 2017/2016

Informe de: Mayo 2017

Año 18, Julio 2017

INTRODUCCIÓN

El presente boletín muestra los principales indicadores de la Operacióndel Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), basado en lainformación alcanzada al Osinergmin el 15 de junio del 2017 por elComité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional(COES), correspondiente al mes de MAYO del 2017.

Salvo indicación expresa en contrario, los valores de potencia seindican en MW, y los valores de energía en GW.h.

Los costos marginales han sido calculados con el tipo de cambio ventadel último día útil del mes de mayo (TC = 3,246 S/ / USD). Asimismo,los valores calculados para los costos marginales, están referidos a laBarra Santa Rosa 220 kV.

La Potencia Firme, es la potencia que puede suministrar cada unidadgeneradora con alta seguridad de acuerdo a lo que define elReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, según la ÚNICAdisposición complementaria modificatoria de la Ley 28832

PR

OD

UC

CIÓ

N D

E EN

ERG

ÍA E

N E

L SE

IN PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE DE ENERGÍA

En mayo, la producción total de energía en el SEIN se incrementó en 3,3% respecto al mismo mes del año 2016. La producción termoeléctrica se efectuó principalmente sobre la base del Gasde Camisea, cuya participación en la producción mensual se incrementó de 4,9% en el mes que se inició la explotación de este yacimiento (septiembre 2004) a 29,9% correspondiente alpresente mes.

La producción de energía hidroeléctrica del SEIN, durante el mes de mayo, muestra un predominio con 64,6% del total de la energía producida, aumentando su participación respecto almismo mes del año anterior, ante un crecimiento de la demanda de electricidad y de la producción térmica en base a gas natural.

Fuentes de Producción AñoI

Trimestre

II Trimestre III

Trimestre

IV

Trimestre

Acumulado

Mayo-2017Abril Mayo Junio

Hidroeléctrica Hidro2017 7 960,7 2 575,6 2 689,1 - - - 13 225,3

2016 6 780,4 2 256,4 1 801,6 - - - 10 838,4

Termoeléctrica

Gas Natural2017 3 660,0 1 198,8 1 245,9 - - - 6 104,7

2016 4 683,0 1 511,3 1 980,2 - - - 8 174,5

Carbón2017 227,2 61,6 2,4 - - - 291,2

2016 131,8 54,2 63,4 - - - 249,3

Residual2017 24,4 0,9 24,4 - - - 49,7

2016 69,2 4,3 7,4 - - - 80,9

Diesel2017 145,0 7,6 80,2 - - - 232,8

2016 156,9 30,4 39,1 - - - 226,4

Renovable

Bagazo2017 18,1 4,3 8,9 - - - 31,3

2016 22,3 8,0 7,9 - - - 38,2

Biogas2017 9,6 2,9 4,2 - - - 16,7

2016 13,6 4,1 3,4 - - - 21,1

Solar2017 54,3 19,1 16,0 - - - 89,4

2016 63,2 17,7 19,1 - - - 100,0

Eólica2017 189,0 93,0 93,0 - - - 374,9

2016 166,6 93,5 107,6 - - - 367,6

Periodo 2017 12 288,30 3 963,75 4 164,01 - - - 20 416,1

Periodo 2016 12 086,99 3 979,84 4 029,54 - - - 20 096,4

Variación 2017/2016 1,7% -0,4% 3,3% - - - 1,6%

May. 16

May. 17

MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE GENERACIÓN Y TIPO DE COMBUSTIBLE ENMayo 2017/2016

51,5%

45,5%

1,7%1,4%

63,1%

32,6%

0,7%2,8%0,9%

HidroGas NaturalCarbónResidualDiesel

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA

En mayo, la producción de energía a nivel de empresas, no muestra variaciones significativascon relación al mes anterior. Las empresas con mayor participación continúan siendo Engie,Electroperú y Enel Generación Perú; en lo que va del año Fenix Power y Eléctrica Huallagaaumentaron su participación respecto al mismo periodo del año anterior de 6,5% a 7% y de0,1% a 6,37% respectivamente, mientras que otros disminuyeron su participación: Engie de15,37% a 14,28%, Electroperú de 15,1% a 13,8%, Enel Generación Perú de 14,2% a 10,6% yKallpa de 11,8% a 7,6%.

En mayo, la producción de las plantas a gas natural representaron el 29,9% de la producción del SEIN, disminuyendosu participación respecto al mes anterior que fue de 30,2%. Las plantas a carbón representaron el 0,1% de laproducción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron 2,5%.

Empresa

Producción de Energía SEIN (GW.h)

May-17Acumulado

May-17

Acumulado

May 16Variación (2017/2016)

Empresa

Producción

Hidroeléctrica

Producción Termoeléctrica Producción Renovable

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 - - - - - - - - - - 8,88 100,0% - - - - - -

Aguas y Energía 8,8 0,3% - - - - - - - - - - - - - - - -

Celepsa 139,9 5,2% - - - - - - - - - - - - - - - -

Cerro del Águila 233,9 8,7% - - - - - - - - - - - - - - - -

Chinango 116,7 4,3% - - - - - - - - - - - - - - - -

Consorcio Energía Limpia - - - - - - - - - - - - 1,6 38,4% - - - -

Egasa 67,2 2,5% 42,9 3,4% - - 5,7 23,4% 6,63 8,3% - - - - - - - -

Egemsa 123,0 4,6% - - - - - - - - - - - - - - - -

Egesur 9,5 0,4% 10,8 0,9% - - - - - - - - - - - - - -

Eléctrica Agua Azul 9,3 0,3% - - - - - - - - - - - - - - - -

Eléctrica Canchayllo 1,1 0,0% - - - - - - - - - - - - - - - -

Eléctrica de Junín 25,1 0,9% - - - - - - - - - - - - - - - -

Eléctrica Huallaga 233,1 8,7% - - - - - - - - - - - - - - - -

Eléctrica Río Doble 14,2 0,5% - - - - - - - - - - - - - - - -

Eléctrica Yanapampa 2,2 0,1% - - - - - - - - - - - - - - - -

Electroperú 616,1 22,9% - - - - - - - - - - - - - - - -

Enel Generación Perú 223,3 8,3% 99,4 0,1 - - - - - - - - - - - - - -

Enel Generación Piura - - 11,0 0,9% - - - - 16,2 20,2% - - - - - - - -

Energía Eólica - - - - - - - - - - - - - - - - 42,7 45,9%

Engie 144,8 5,4% 349,3 28,0% 2,4 100,0% 18,6 76,3% 2,7 3,3% - - - - - - - -

Fenix Power - - 375,0 30,1% - - - - - - - - - - - - - -

Gepsa 4,3 0,2% - - - - - - - - - - - - - - - -

GTS Majes - - - - - - - - - - - - - - 3,3 20,9% - -

GTS Repartición - - - - - - - - - - - - - - 3,2 20,3% - -

GTS Tacna - - - - - - - - - - - - - - 3,0 18,8% - -

Hidrocañete 2,1 0,1% - - - - - - - - - - - - - - - -

Hidromarañón 0,0 0,0% - - - - - - - - - - - - - - - -

Huanchor 14,2 0,5% - - - - - - - - - - - - - - - -

Huanza 35,2 1,3% - - - - - - - - - - - - - - - -

Infraestructuras y Energías del

Perú- - - - - - - - 0,00 0,0% - - - - - - - -

Kallpa - - 335,5 26,9% - - - - - - - - - - - - - -

Luz del Sur 66,3 2,5% - - - - - - - - - - - - - - - -

Maja Energía 2,5 0,1% - - - - - - - - - - - - - - - -

Moquegua Fv - - - - - - - - - - - - - - 3,0 19,1% - -

Orazul Energy Egenor 246,6 9,2% - - - - - - - - - - - - - - - -

Panamericana Solar - - - - - - - - - - - - - - 3,3 20,9% - -

Parque Eólico Marcona - - - - - - - - - - - - - - - - 12,5 13,4%

P.E. Tres Hermanas - - - - - - - - - - - - - - - - 37,9 40,7%

Petramas - - - - - - - - - - - - 2,6 61,6% - - - -

Planta de Reserva Fría ETEN - - - - - - - - 0,59 0,74% - - - - - - - -

Samay I - - - - - - - - 54,103 67,4% - - - - - - - -

San Gabán 79,5 3,0% - - - - - - - - - - - - - - - -

Santa Cruz 16,1 0,6% - - - - - - - - - - - - - - - -

Santa Rosa 0,3 0,0% - - - - - - - - - - - - - - - -

SDF Energía - - 20,4 1,6% - - - - - - - - - - - - - -

Shougesa - - - - - - 0,1 0,3% - - - - - - - - - -

Sinersa 6,4 0,2% - - - - - - - - - - - - - - - -

Statkraft 247,4 9,2% - - - - - - - - - - - - - - - -

Termoselva - - 1,5 0,1% - - - - - - - - - - - - - -

Total 2 689,1 100,0% 1 245,9 100,0% 2,4 100,0% 24,4 100,0% 80,2 100,0% 8,9 100,0% 4,2 100,0% 16,0 100,0% 93,0 100,0%

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR EMPRESA Mayo 2017

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR FUENTE DEGENERACIÓN Y TIPO DE COMBUSTIBLEMayo 2017

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR FUENTE DE GENERACIÓN

En mayo, la máxima demanda del SEIN, se registró el día 9 a las 19:00 horas y alcanzó 6 427,5 MW, lo cual representó un 2,54% de aumento respecto a la máxima demanda de mayo de 2016.Con relación al mes de abril la máxima demanda disminuyó en 0,35%.La generación hidroeléctrica, en lo que se refiere a la máxima demanda, no ha sufrido mayores variaciones desde el año 2002; su participación en el SEIN ha decrecido a favor del incrementode la participación de la generación termoeléctrica, que pasó de 14,9% a 34,6% desde dicho año a mayo de 2017.La participación de la generación con Gas Natural en la cobertura de la máxima demanda del SEIN es de 32,6%, menor a la registrada en mayo del año anterior que fue de 45,5%.

MÁ

XIM

A D

EMA

ND

A

Meses

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN

(MW) Variación

2017/2016 %

2017 2016

Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total Hid. Term. Renov. Total

Enero 4 237 2 275 61 6 573 3 336 2 843 122 6 301 27,0% -20,0% -49,6% 4,3%

Febrero 4 226 2 263 41 6 529 3 430 3 003 132 6 565 23,2% -24,6% -68,7% -0,5%

Marzo 4 182 2 282 96 6 559 3 527 2 765 153 6 445 18,6% -17,5% -37,3% 1,8%

Abril 3 922 2 334 194 6 450 3 313 2 877 203 6 393 18,4% -18,9% -4,2% 0,9%

Mayo 4 055 2 317 55 6 427 3 228 2 955 85 6 268 25,6% -21,6% -35,3% 2,5%

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

MD a May 4 237 2 275 61 6 573 3 430 3 003 132 6 565 23,5% -24,2% -53,5% 0,1%

% 64,4% 34,6% 0,9% 100,0% 52,3% 45,7% 2,0% 100,0%

Agropecuaria Aurora 0,0

Aguas y Energía 8,8

Agro Industrial Paramonga 8,9

Celepsa 139,9

Cerro del Águila 233,9

Chinango 116,7

Consorcio Energía Limpia 1,6

Santa Cruz 16,1

Santa Rosa 0,3

Enel Generación Perú 322,7

Enel Generación Piura 27,3

Egasa 122,5

Egemsa 123,0

Egesur 20,3

Eléctrica Agua Azul 9,3

Eléctrica Canchayllo 1,1

Eléctrica de Junín 25,1

Eléctrica Huallaga 233,1

Eléctrica Río Baños 0,0

Eléctrica Yanapampa 2,2

Electroperú 616,1

Energía Eólica 42,7

Engie 517,7

Fenix Power 375,0

Gepsa 4,3

GTS Majes 3,3

GTS Repartición 3,2

GTS Tacna 3,0

Hidrocañete 2,1

Hidromarañón 0,0

Huanchor 14,2

Huanza 35,2

Infraestructuras y Energías del Perú 0,0

Kallpa 335,5

Luz del Sur 66,3

Maja Energía 2,5

Moquegua Fv 3,0

Orazul Energy Egenor 246,6

Panamericana Solar 3,3

Parque Eólico Marcona 12,5

P.E. Tres Hermanas 37,9

Petramas 2,6

Planta de Reserva Fría ETEN 0,6

Eléctrica Río Doble 14,2

S.M. Cerro Verde 0,0

San Gabán 79,5

SDE Piura 0,0

SDF Energía 20,4

Samay I 54,1

Shougesa 0,1

Sinersa 6,4

Statkraft 247,4

Termochilca 0,0

Termoselva 1,5

Total 4 164,0

0,0 0,5 (100,0%)

41,1 36,6 12,2%

31,3 37,7 (17,0%)

710,3 583,6 21,7%

881,2 0,0 -

607,8 559,9 8,6%

3,5 8,0 (56,3%)

99,4 90,9 9,3%

0,5 1,6 (70,9%)

2 167,2 2 862,8 (24,3%)

137,8 247,9 (44,4%)

517,1 531,2 (2,7%)

603,6 596,6 1,2%

91,7 87,1 5,3%

9,3 - -

9,8 12,2 (19,8%)

131,8 117,2 12,5%

1 299,9 19,3 6 630,0%

34,6 - -

8,2 7,5 8,5%

2 816,9 3 036,9 (7,2%)

122,2 173,3 (29,5%)

2 914,6 3 089,6 (5,7%)

1 426,2 1 299,7 9,7%

18,6 19,5 (4,8%)

17,4 19,6 (11,0%)

15,7 19,0 (17,3%)

19,7 20,5 (4,0%)

10,2 11,4 (10,7%)

0,0 - -

58,4 57,1 2,2%

172,1 145,9 18,0%

0,6 - -

1 553,5 2 372,9 (34,5%)

321,4 315,8 1,8%

10,9 11,0 (1,0%)

17,6 19,8 (11,4%)

1 183,5 1 182,7 0,1%

19,1 21,1 (9,9%)

64,1 67,8 (5,5%)

188,6 126,5 49,1%

13,2 13,1 1,2%

1,5 4,7 (67,6%)

64,6 57,3 12,7%

0,8 21,2 (96,0%)

394,7 378,9 4,2%

9,7 51,5 (81,2%)

96,0 78,4 22,4%

193,4 61,4 215,2%

0,6 9,4 (93,4%)

45,2 24,7 83,0%

1 130,2 1 109,8 1,8%

87,6 259,2 (66,2%)

41,4 216,1 (80,9%)

20 416,1 20 096,4 1,6%

May. 16

May. 17

Agropecuaria Aurora0,0%

Aguas y Energía0,2%

Agro Industrial Paramonga0,2%

Celepsa3,4%

Cerro del Águila5,6%

Chinango2,8%

Consorcio Energía Limpia0,0%

Santa Cruz0,4%

Santa Rosa0,0%

Enel Generación Perú7,8%

Enel Generación Piura0,7%

Egasa2,9%

Egemsa3,0%

Egesur0,5%

Eléctrica Agua Azul0,2%Eléctrica Canchayllo

0,0%Eléctrica de Junín

0,6%

Eléctrica Huallaga5,6%

Eléctrica Río Baños0,0%

Eléctrica Yanapampa0,1%

Electroperú14,8%

Energía Eólica1,0%

Engie12,4%

Fenix Power9,0%

Gepsa0,1%

GTS Majes0,1%

GTS Repartición0,1%

GTS Tacna0,1%

Hidrocañete0,1%

Hidromarañón0,0%

Huanchor0,3%

Huanza0,9%

Infraestructuras y Energías del Perú0,0%

Kallpa8,1%Luz del Sur

1,6%

Maja Energía0,1%

Moquegua Fv0,1%

Orazul Energy Egenor5,9%

Panamericana Solar0,1%

Parque Eólico Marcona0,3%

P.E. Tres Hermanas0,9%

Petramas0,1%

Planta de Reserva Fría ETEN0,0%

Eléctrica Río Doble0,3%

S.M. Cerro Verde0,0%

San Gabán1,9%

SDE Piura0,0%

SDF Energía0,5%

Samay I1,3%

Shougesa0,0%

Sinersa0,2%Statkraft

5,9%

Termochilca0,0%

Termoselva0,0%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

Jun

-16

Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

v-1

6

Dic

-16

Ene-

17

Feb

-17

Mar

-17

Ab

r-1

7

May

-17

GW

.h

HIDRO GAS NATURAL CARBÓN RESIDUAL DIESEL RENOVABLE

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS

Cobertura de la Máxima Demanda - SEIN (MW)

Mayo 2017

Empresa Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovable TotalAgro Industrial Paramonga - - 14,1 14,1Aguas y Energía 11,8 - - 11,8Celepsa 216,1 - - 216,1Cerro del Águila 268,4 - - 268,4Chinango 187,3 - - 187,3Consorcio Energía Limpia - - 1,5 1,5Egasa 120,1 97,9 - 218,0Egemsa 166,3 - - 166,3Egesur 27,4 16,1 - 43,4Eléctrica Agua Azul 20,4 - - 20,4Eléctrica de Junín 37,3 - - 37,3Eléctrica Huallaga 448,6 - - 448,6Eléctrica Río Doble 19,4 - - 19,4Eléctrica Yanapampa 3,8 - - 3,8Electroperú 810,2 - - 810,2Enel Generación Perú 428,6 169,7 - 598,3Enel Generación Piura 0,0 29,5 - 29,5Energía Eólica 0,0 - 35,0 35,0Engie 239,0 820,7 - 1 059,7Fenix Power 0,0 550,5 - 550,5Gepsa 4,9 - - 4,9Hidrocañete 3,0 - - 3,0Huanchor 19,2 - - 19,2Huanza 76,0 - - 76,0Kallpa - 457,3 - 457,3Luz del Sur 90,3 - - 90,3Maja Energía 3,4 - - 3,4Orazul Energy Egenor 354,1 - - 354,1Parque Eólico Marcona - - - 0,0P.E. Tres Hermanas - - - 0,0Petramas 0,0 - 4,5 4,5Samay I 0,0 149,1 - 149,1San Gabán 110,9 - - 110,9Santa Cruz 19,6 - - 19,6Santa Rosa 0,7 - - 0,7SDF Energía - 26,4 - 26,4Sinersa 9,2 - - 9,2Statkraft 359,5 - - 359,5Total 4 055,3 2 317,2 55,1 6 427,5

Egasa aumentó su participación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN de 3,03% a3,39% con relación al año 2016; por el contrario, Electroperú disminuyó su participación de13,14% a 12,61%, al igual que Enel Generación Perú de 13,79% a 9,31%, Kallpa de 11,25% a7,11%, Engie de 16,75% a 16,49%, Celepsa de 3,39% a 3,36% y Orazul Energy Egenor de 5,73%a 5,51%.

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN POR EMPRESAS Mayo 2017

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 (ctv USD/kW.h)

San Antonio 15 0,5

Chilina 33 0,5

Toquepala 138 0,5

Zorritos 220 0,5

Combapata 138 0,5

Tintaya 138 0,5

Chilina 33 0,5

Cerro Verde 138 0,5

Toquepala 138 0,5

Socabaya 138 0,5

Talara 220 0,5

Trujillo Norte 220 0,5

Santa Rosa 220 0,5

Aguaytía 220 0,4

Huayucachi 220 0,4

Huanchor 50 0,4

Para la hora de máxima demanda, la unidad que marginó fue la unidad TG2 de la C.T. PUERTO BRAVO con combustible DIESEL y costo variable de 4,7 ctv USD/kW.h.

El valor más alto de costo marginal que se obtuvo fue de 0,5 ctv US D/kW.h en la barra San Antonio15; mientras que el menor valor de costo marginal fue de 0,4 ctv US D/kW.h en la barraHuanchor50.

DESPACHO DE GENERACIÓN PARA EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA MARTES 9 DE MAYO 2017

EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA Y POTENCIA FIRME DESPACHADA

MesesMáxima Demanda

(MW)Potencia Firme

(MW)Potencia Firme Despachada

(MW) (*)Var %

PF/MD-1

Enero 6 573,3 10 439,3 8 587,1 58,8%

Febrero 6 529,5 10 469,5 7 530,9 60,3%

Marzo 6 559,1 10 458,3 7 538,3 59,4%

Abril 6 450,0 10 443,1 6 942,8 61,9%

Mayo 6 427,5 10 437,0 7 711,0 62,4%

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

(*) Corresponde a la sumatoria de las Potencias Firmes de las centrales que participaron en la hora de máxima demanda.

La máxima demanda registrada en el SEIN correspondiente al mes de mayo de 2017 representó el 61,6% de la potencia firme (oferta) quedando una reserva disponible de 38,4%.

MÁXIMA DEMANDA, POTENCIA FIRME Y POTENCIA FIRME DESPACHADA

Agro Industrial Paramonga

0,2%


Celepsa3,4%


Chinango2,9%


Egasa3,4%

Egemsa2,6%

Egesur0,7%

Eléctrica Agua Azul0,3%

Eléctrica de Junín0,6%




Electroperú12,6%



Energía Eólica0,5%

Engie16,5%

Fenix Power8,6%

Gepsa0,1%

Hidrocañete0,1%

Huanchor0,3%

Huanza1,2%

Kallpa7,1%

Luz del Sur1,4%

Maja Energía0,1%


Parque Eólico Marcona0,0%

P.E. Tres Hermanas0,0% Petramas

0,1%

Samay I2,3%

San Gabán1,7%

Santa Cruz0,3%

Santa Rosa0,0%

SDF Energía0,4%

Sinersa0,1%

Statkraft5,6%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

00

:00

00

:45

01

:30

02

:15

03

:00

03

:45

04

:30

05

:15

06

:00

06

:45

07

:30

08

:15

09

:00

09

:45

10

:30

11

:15

12

:00

12

:45

13

:30

14

:15

15

:00

15

:45

16

:30

17

:15

18

:00

18

:45

19

:30

20

:15

21

:00

21

:45

22

:30

23

:15

MW

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Bagazo Biogas MaxDem

6 427,5

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

May

-16

Jun

-16

Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

v-1

6

Dic

-16

Ene-

17

Feb

-17

Mar

-17

Ab

r-17

May

-17

MW

Máxima Demanda Potencia Firme Potencia Firme Despachada

CA

UD

AL

NA

TUR

AL RÍO MANTARO - RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA

El caudal natural registrado en el río Mantaro (en la Estación La Mejorada) en mayo de 2017, fue menor en 46,4% con relación al mes anterior. Así mismo el caudal natural conjunto de los ríosRímac y Santa Eulalia (afluentes a Sheque y Tamboraque), resultó ser menor en 32,6% con relación al mes anterior.

CAUDAL NATURAL RÍO MANTARO CAUDAL NATURAL RÍOS RÍMAC Y SANTA EULALIA

VO

LÚM

ENES

ALM

AC

ENA

DO

S LAGO JUNÍN - LAGUNAS EDEGEL

El volumen de agua registrado en el lago Junín en mayo del 2017, disminuyó en 2,6% con relación al mes anterior. Así mismo el volumen de agua registrado en las lagunas de Edegel en mayo, fuemayor en 0,7% con relación al mes anterior.

VOLUMEN ÚTIL DEL LAGO JUNÍN VOLUMEN ÚTIL DE LAS LAGUNAS DE EDEGEL

LAGUNA ARICOTA – CUENCA RÍO CHILI

El volumen de agua registrado en la laguna Aricota en mayo, ha sido menor en 1,1% 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 mayo del 2017, fue menor en 1,9%con relación al mes anterior.

VOLUMEN ÚTIL DE LA LAGUNA ARICOTA VOLUMEN ÚTIL CUENCA RÍO CHILI

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

m3

/s

Max (2002-2016) Min (2002-2016) 2017

0

10

20

30

40

50

60

70


m3

/s

Min (2002-2016) Max (2002-2016) 2017

0

50

100

150

200

250

300

350

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450

500


Mill

on

es d

e m

3

Max (2002-2016) Min (2002-2016) 2017

0

50

100

150

200

250

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Mill

on

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e m

3

Max (2002-2016) Min (2002-2016) 2017

0

50

100

150

200

250

300


Millo

nes d

e m

3

Max (2002-2016) Min (2002-2016) 2017

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


Mill

on

es d

e m

3

Min (2002-2016) Max (2002-2016) 2017

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 mayo del 2017, fue 71% menor respecto al valor registrado el mismo mes del 2016.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA VS COSTOS MARGINALES SEIN

CO

STO

S M

AR

GIN

ALE

S D

E EN

ERG

ÍA

Meses

Costos MarginalesVariación

(ctv USD/KW.h)

SEIN 2017 SEIN 2016 %

Enero 0,88 1,27 -31%

Febrero 0,92 1,24 -26%

Marzo 1,10 1,24 -11%

Abril 0,69 1,33 -48%

Mayo 0,58 1,99 -71%

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Ponderado a Mayo 0,83 1,42 -41%

NOTA: Los costos marginales desde el año 2009 se están determinando sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, restricciones establecidas por el D.U. 049-2008.

COSTOS MARGINALES Y PRECIOS REGULADOS DE ENERGÍA – SEIN

En mayo el costo marginal en las horas de punta disminuyó en 52,1% respecto al mes anterior, en las horas fuera de punta aumentó en 27,5%. El costo marginal en horas punta, respecto a lashoras fuera de punta, fue mayor en 58,8%.

COSTOS MARGINALES DEL SEIN

Costos Marginales y Precios Regulados de Energía (ctv USD/kW.h)

MesesHora Punta Fuera de Punta Ponderado

CMg PR CMg PR CMg PR

Mayo-16 2,05 4,62 1,97 4,36 1,99 4,42

Junio-16 4,08 4,73 3,82 4,47 3,88 4,53

Julio-16 3,69 4,64 3,33 4,38 3,41 4,43

Agosto-16 2,00 4,59 1,86 4,33 1,89 4,39

Setiembre-16 2,75 4,58 2,76 4,32 2,76 4,38

Octubre-16 1,84 4,63 1,78 4,37 1,79 4,43

Noviembre-16 2,77 4,56 2,76 4,31 2,76 4,37

Diciembre-16 2,30 4,64 2,31 4,38 2,31 4,43

Enero-17 1,55 4,74 0,69 4,47 0,88 4,53

Febrero-17 1,32 4,77 0,81 4,51 0,92 4,57

Marzo-17 2,14 4,80 0,79 4,52 1,10 4,59

Abril-17 1,69 4,80 0,40 4,53 0,69 4,59

Mayo-17 0,81 4,55 0,51 4,26 0,58 4,33

CMg: Costo Marginal, PR: Precio Regulado

PRECIO REGULADOS DEL SEINPRECIOS REGULADOS VS COSTOS MARGINALES

En mayo el precio regulado de energía (PR) fue 646,6% mayor que el costo marginal promedio (CMg) registrado en el COES en dicho mes.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

50%

60%

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80%

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May

-16

Jun

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7

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Ctv

USD

/kW

.h

% P

arti

cip

ació

n

Hidro Gas Natural Carbón Residual

Diesel Bagazo Costo Marginal

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

May

-16

Jun

-16

Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

v-1

6

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-16

Ene-

17

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-17

Mar

-17

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May

-17

ctv

USD

/kW

.h

Punta F.Punta Ponderado CMg

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

May

-16

Jun

-16

Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

v-1

6

Dic

-16

Ene-

17

Feb

-17

Mar

-17

Ab

r-17

May

-17

ctv

USD

/kW

.h

Precio Regulado Costo Marginal

2,5

3

3,5

4

4,5

5

May

-16

Jun

-16

Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

v-1

6

Dic

-16

Ene-

17

Feb

-17

Mar

-17

Ab

r-17

May

-17

ctv

USD

/kW

.h

Punta F.Punta Ponderado

0

1

2

3

4

5

6

7

Jun

-16

Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

v-1

6

Dic

-16

Ene-

17

Feb

-17

Mar

-17

Ab

r-1

7

May

-17

Jun

-17

Jul-

17

Ago

-17

Set-

17

Oct

-17

No

v-1

7

Dic

-17

Ene-

18

Feb

-18

Mar

-18

Ab

r-1

8

May

-18

ctv

USD

/kW

.h

Proyectado COES Punta Proyectado COES Fuera Punta

Ejecutado Ponderado Proyectado COES Ponderado

COSTOS MARGINALES DEL SEIN

COSTOS MARGINALES PROYECTADOS

En mayo, los costos marginales estuvieron 58,3% por debajo de los precios proyectados por elCOES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica variación estacionalentre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en el primer periodo se espera queéstos varíen entre 0,7 y 1,1 ctv USD/kW.h, mientras que en periodo de estiaje, los mismosestarían entre 1,2 y 2,2 ctv USD/kW.h. Los costos marginales proyectados son resultados delPrograma 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 lospróximos meses.

Meses

Costos Marginales Proyectados

(Ctv USD/Kw.H)

Punta Fuera Punta PonderadoJunio-17 1,54 1,12 1,21Julio-17 2,03 1,52 1,62Agosto-17 1,75 1,59 1,62Setiembre-17 2,94 2,04 2,22Octubre-17 2,17 1,96 2,00Noviembre-17 1,48 1,36 1,38Diciembre-17 1,36 0,97 1,05Enero-18 0,91 0,70 0,74Febrero-18 1,29 0,86 0,95Marzo-18 1,24 0,65 0,77Abril-18 1,22 0,65 0,76Mayo-18 1,49 1,36 1,39

Meses

Costos Marginales Ejecutados y Proyectados (ctv USD/kW.h)Desviación respecto al

Proyectado COESEjecutado

Punta

Ejecutado Fuera

Punta

Ejecutado

Ponderado

Proyectado COES

Ponderado

Dic-16 2,30 2,31 2,31 1,88 22,9%

Ene-17 1,55 0,69 0,88 1,91 -53,9%

Feb-17 1,32 0,81 0,92 1,15 -20,0%

Mar-17 2,14 0,79 1,10 1,09 0,9%

Abr-17 1,69 0,40 0,69 1,29 -46,5%

May-17 0,81 0,51 0,58 1,39 -58,3%

CO

STO

S V

AR

IAB

LES

DE

OP

ERA

CIÓ

N COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE LAS CENTRALES QUE OPERAN CON GAS NATURAL Y CARBÓN

COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN DE CENTRALES A GAS Y CARBÓN

(PROMEDIO MENSUAL)

Nota: Los precios de gas natural y sus factores de aplicación han sido declarados por las empresas generadoras en el mes de junio 2016, para el periodo comprendido entre julio 2016 a junio 2017.

Meses

Costos Variables de Modos de Operación a Gas Natural y Carbón (ctv USD/kW.h)

AguaytíaTG1-GAS

Malacas2TG4-GAS

FenixCC-GT11-GT12-

GAS

KallpaTG1-GAS

VentanillaCC-TG4-GAS

(F.Dir)

Sta. RosaUTI6-GAS

Chilca1CC-TG1-TG2-

TG3-GAS

Ilo 2TV1-CARB

Jun-16 3,95 0,79 0,95 0,20 1,42 2,70 0,44 3,64

Jul-16 4,30 0,75 0,33 1,73 1,30 4,52 0,45 3,67

Ago-16 4,31 0,75 0,34 1,73 1,31 4,34 0,45 3,73

Set-16 4,35 0,75 0,34 1,73 1,31 4,27 0,46 3,85

Oct-16 4,30 0,75 0,34 1,73 1,31 2,25 0,46 3,89

Nov-16 4,31 0,00 0,33 1,73 0,00 0,00 0,45 3,84

Dic-16 4,30 0,00 0,33 1,73 0,00 0,00 0,46 3,98

Ene-17 4,30 0,00 0,34 1,76 0,00 0,00 0,46 4,06

Feb-17 4,30 0,00 0,33 1,73 0,00 0,00 0,46 4,01

Mar-17 4,30 0,00 0,34 1,73 0,00 0,00 0,46 4,35

Abr-17 4,30 0,00 0,34 1,73 0,00 0,00 0,46 4,67

May-17 4,33 0,00 0,34 1,75 0,00 0,00 0,46 4,53

TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA

TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA DEL SEIN

Mayo 2017

TRA

NSF

EREN

CIA

DE

ENER

GÍA

AC

TIV

A Y

PO

TEN

CIA

EN

EL

SEIN

EmpresaGW.h Miles de USD (Neto)

Entregas Retiros Venta CompraEngie 502,1 718,3 - 1 243,4 Enel Generación Perú 315,5 687,8 - 2 103,0 Kallpa 327,8 584,3 - 1 592,9 Electroperú 613,1 436,1 668,3 -Fenix Power 366,0 183,0 981,4 -Statkraft 245,2 158,3 387,5 -Eléctrica Huallaga 231,2 147,4 422,8 -Orazul Energy Egenor 245,1 111,0 651,0 -Celepsa 138,6 110,6 130,7 -Cerro del Águila 232,9 103,8 637,3 -Termoselva 1,4 77,4 - 442,7 Termochilca - 75,8 - 436,8 Egasa 119,9 66,5 342,2 -Egemsa 121,4 63,0 278,8 -Huanza 34,8 55,3 - 90,1 Enel Generación Piura 27,1 51,8 - 161,1 Chinango 115,8 51,2 256,5 -Luz del Sur 66,2 48,4 67,4 -Shougesa ( 0,0) 42,2 - 231,8 San Gabán 79,5 30,2 254,4 -SDF Energía 20,2 15,4 29,2 -Egesur 19,8 15,2 36,5 -Huanchor 14,2 12,0 6,4 -Aguas y Energía 8,7 8,0 3,6 -Agropecuaria Aurora ( 0,0) 3,4 - 19,2 Eléctrica de Junín 24,3 1,1 115,5 -Samay I 52,3 - 317,4 -Energía Eólica 42,6 - 257,0 -P.E. Tres Hermanas 37,7 - 222,5 -Santa Cruz 16,0 - 82,8 -Eléctrica Río Doble 14,3 - 77,3 -Parque Eólico Marcona 12,4 - 71,5 -Agro Industrial Paramonga 8,9 - 46,5 -Eléctrica Agua Azul 8,8 - 44,9 -Sinersa 6,4 - 36,5 -Gepsa 4,2 - 25,0 -GTS Majes 3,3 - 19,5 -Panamericana Solar 3,3 - 18,7 -GTS Repartición 3,2 - 18,8 -Moquegua Fv 3,0 - 17,3 -GTS Tacna 3,0 - 17,2 -Petramas 2,5 - 13,7 -Maja Energía 2,4 - 12,7 -Eléctrica Yanapampa 2,2 - 12,1 -Hidrocañete 2,1 - 11,7 -Consorcio Energía Limpia 1,5 - 8,4 -Eléctrica Canchayllo 1,1 - 5,0 -Santa Rosa 0,3 - 1,5 -Planta de Reserva Fría ETEN 0,2 - 5,5 -Hidromarañón 0,0 - 0,1 -Infraestructuras y Energías del Perú 0,0 - 0,0 -S.M. Cerro Verde ( 0,3) - - 1,7 Retiros sin contrato de Distribuidores - 0,0 - 0,0 Total 4 101,7 3 857,3 6 612,8 6 322,7

Nota1: Los montos de transferencia de energía activa incluyen los pagos por entregas yretiros de energía activa y por los servicios complementarios.Nota2: Las entregas y retiros de cada empresa consideran las inyecciones y retiros netosde energías realizadas en las barras de transferencia.Nota3: Los montos de retiros de las empresas distribuidoras sin contrato, se hanprorrateado entre todas las empresas generadoras de acuerdo con el Decreto deUrgencia 049-2008.

0

0

0

0

0

1

1

1

1

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Jun

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Jul-

16

Ago

-16

Set-

16

Oct

-16

No

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Dic

-16

Ene-

17

Feb

-17

Mar

-17

Ab

r-1

7

May

-17

ctv

USD

/kW

.h

AguaytíaTG1-GAS

FenixCC-GT11-GT12-GAS

KallpaTG1-GAS

VentanillaCC-TG4-GAS (F.Dir)

Sta. RosaUTI6-GAS

Chilca1CC-TG1-TG2-TG3-GAS

Ilo 2TV1-CARB

Malacas2TG4-GAS

0100200300400500600700800

Engi

e

Enel

Gen

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San

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SDF

Ener

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Eges

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Hu

anch

or

GW

.h

GW.h Entregas GW.h Retiros

TRANSFERENCIA DE POTENCIA

En mayo del 2017, las transferencias por potencia entre integrantes del COES fueron delorden de 4,5 millones de USD.

TRANSFERENCIA DE POTENCIA

Mayo 2017

EmpresaMiles de USD (Neto)

Venta CompraCerro del Águila 1 193,6 -Fenix Power 530,3 -Orazul Energy Egenor 432,3 -Eléctrica Huallaga 359,5 -Statkraft 283,0 -Egasa 278,6 -Celepsa 253,0 -San Gabán 214,4 -Chinango 176,1 -Enel Generación Piura 173,0 -Engie 124,1 -Egesur 74,3 -Egemsa 67,2 -Agro Industrial Paramonga 50,9 -Termochilca 46,7 -Santa Cruz 40,2 -Sinersa 23,9 -Eléctrica de Junín 23,7 -Eléctrica Canchayllo 21,9 -SDF Energía 21,7 -Petramas 17,1 -Eléctrica Río Doble 14,9 -Gepsa 14,8 -Consorcio Energía Limpia 12,0 -Hidrocañete 11,3 -Aguas y Energía 9,9 -Eléctrica Yanapampa 9,3 -Huanza 4,3 -Maja Energía 2,8 -Santa Rosa 0,6 -Samay I 0,0 -S.M. Cerro Verde 0,0 -Eléctrica Río Baños 0,0 -P.E. Tres Hermanas - -SDE Piura - 0,0 Huanchor - 0,5 Agropecuaria Aurora - 1,7 Electroperú - 174,4 Luz del Sur - 188,9 Shougesa - 330,2 Termoselva - 844,7 Enel Generación Perú - 894,5 Kallpa - 2 050,3 Total 4 485,2 4 485,2

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Empresa

Pago (Miles de USD)

SPT

SGT

Cargos AdicionalesTotal

CPRIMA CSS-NRF CGA-RF CGA

Enel Generación Perú 3 949,3 2 257,1 95,9 1 156,1 - 7 458,4

Engie 3 883,7 2 214,4 94,1 1 135,1 - 7 327,3

Kallpa 3 507,4 2 001,0 85,3 1 027,7 - 6 621,4

Electroperú 2 557,2 1 447,8 62,3 750,7 - 4 818,0

Fenix Power 1 178,8 678,8 28,5 343,9 - 2 230,0

Eléctrica Huallaga 1 028,5 580,1 25,1 302,5 - 1 936,2

Statkraft 998,0 566,5 24,3 292,6 - 1 881,5

Cerro del Águila 723,5 408,4 17,7 212,7 - 1 362,4

Orazul Energy Egenor 720,8 410,1 17,5 211,1 - 1 359,5

Termoselva 541,5 307,6 13,2 158,8 - 1 021,2

Termochilca 523,8 294,1 12,8 154,2 - 984,8

Egasa 463,3 264,3 11,3 135,7 - 874,6

Celepsa 446,9 265,4 10,6 128,6 - 851,5

Chinango 344,5 199,1 8,3 100,4 - 652,2

Enel Generación Piura 305,0 185,4 7,1 86,9 - 584,5

Luz del Sur 289,0 164,2 7,0 84,7 - 545,0

Huanza 265,7 151,0 6,5 77,9 - 501,0

Egemsa 259,7 143,3 6,4 76,9 - 486,3

Shougesa 212,7 120,7 5,2 62,3 - 400,8

San Gabán 178,5 105,1 4,5 51,7 - 339,8

Egesur 108,8 61,9 2,6 31,9 - 205,2

Huanchor 54,0 30,7 1,3 15,8 - 101,8

SDF Energía 53,7 30,6 1,3 15,8 - 101,5

Aguas y Energía 26,6 15,0 0,6 7,7 - 50,0

Eléctrica de Junín 6,7 3,8 0,2 2,0 - 12,7

Agropecuaria Aurora 1,2 0,7 0,0 0,3 - 2,3

Total 22 628,8 12 907,0 549,6 6 624,2 - 42 709,7

CCVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo MarginalCPRIMA: Cargo Prima RERCCVOA-RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin ContratoCSS: Compensación por Seguridad de SuministroCGA: Compensación por Generación Adicional

PAGO POR PEAJE DE CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

Mayo 2017

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En mayo del 2017, el pago por Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) fue alrededor de 42,7 millones de USD. Dicho monto estáconstituido en un 53,0% ( 22 628,8 / 42 709,7 ) por el pago a las empresas transmisoras, por el uso de sus instalaciones pertenecientes a SPT y SGT, mientras que, el 47,0% corresponde a loscargos adicionales establecidos por el D.L. 1041, D.L. 1002, D.U. 049-2008 y D.U.037-2008.

POTENCIA FIRME POR EMPRESA

El total de Potencia Firme registrada en mayo del 2017 fue menor en 0,06% respecto almes de abril; de los cuales 4 594,5 MW fueron hidráulicos, 5 823,4 MW térmicos y19,1 MW renovables. Las empresas con mayor participación en orden descendente fueronEnel Generación Perú, Engie, Electroperú y Kallpa con 14,1%, 19,2%, 8,8% y 10,1%respectivamente.

EmpresaPotencia Firme (MW) – Enero 2017

Hidráulica Térmica Renovable Total

Agro Industrial Paramonga - - 11,9 11,9 Aguas y Energía 12,0 - - 12,0 Celepsa 222,5 - - 222,5 Cerro del Águila 545,1 - - 545,1 Chinango 167,2 - - 167,2 Consorcio Energía Limpia - - 2,9 2,9 Egasa 167,9 115,4 - 283,2 Egemsa 109,7 - - 109,7 Egesur 34,9 22,6 - 57,5 Eléctrica Canchayllo 5,2 - - 5,2 Eléctrica de Junín 8,2 - - 8,2 Eléctrica Huallaga 461,1 - - 461,1 Eléctrica Río Doble 3,5 - - 3,5 Eléctrica Yanapampa 2,2 - - 2,2 Electroperú 898,2 15,6 - 913,7 Enel Generación Perú 586,4 887,9 - 1 474,3 Enel Generación Piura - 152,3 - 152,3 Engie 254,5 1 753,0 - 2 007,5 Fenix Power - 555,7 - 555,7 Gepsa 3,5 - - 3,5 Hidrocañete 2,7 - - 2,7 Huanchor 19,8 - - 19,8 Huanza 98,3 - - 98,3 Kallpa - 1 052,7 - 1 052,7 Luz del Sur 61,4 - - 61,4 Maja Energía 0,7 - - 0,7 Orazul Energy Egenor 365,8 - - 365,8 Petramas - - 4,2 4,2 Samay I - 621,8 - 621,8 San Gabán 115,7 - - 115,7 Santa Cruz 9,7 - - 9,7 Santa Rosa 0,2 - - 0,2 SDF Energía - 27,5 - 27,5 Shougesa - 63,8 - 63,8 Sinersa 5,6 - - 5,6 S.M. Cerro Verde - 178,5 - 178,5 Statkraft 432,6 - - 432,6 Termochilca - 200,4 - 200,4 Termoselva - 176,18 - 176,2 Total en el mes 4 594,5 5 823,4 19,1 10 437,0

POTENCIA FIRME DEL SEIN

Mayo 2017

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Cargos Adicionales SPTSGT

Agro Industrial Paramonga0,11%


Celepsa2,13%


Chinango1,6%


Egasa2,7%

Egemsa1,1%

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Eléctrica Canchayllo0,1%

Eléctrica de Junín0,1%




Electroperú8,8%



Engie19,23%Fenix Power

5,32%

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Hidrocañete0,03%

Huanchor0,19%

Huanza0,9%

Kallpa10,1%

Luz del Sur0,59%

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Petramas0,0% Samay I

6,0%

San Gabán1,1%

Santa Cruz0,1%

Santa Rosa0,0%

SDF Energía0,3%

Shougesa0,6%

Sinersa0,1%

S.M. Cerro Verde1,7%

Statkraft4,2%

Termochilca1,9%

Termoselva1,7%

POTENCIA FIRME Y POTENCIA DISPONIBLE DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

EmpresaPotencia Firme

(MW)

Pot. Media en HP

(MW)

Exceso

(MW)

Déficit

(MW)

%

(*)

Aguas y Energía 12,0 11,9 - 0,1 0,8%Celepsa 222,5 210,3 - 12,2 5,5%Cerro del Águila 545,1 283,0 - 262,1 48,1%Chinango 167,2 177,6 10,4 - 6,2%Egasa 167,9 127,1 - 40,7 24,2%Egemsa 109,7 166,4 56,6 - 51,6%Egesur 34,9 24,6 - 10,3 29,5%Eléctrica Canchayllo 5,2 1,5 - 3,7 71,3%Eléctrica de Junín 8,2 34,1 25,9 - 315,5%Eléctrica Huallaga 461,1 437,0 - 24,1 5,2%Eléctrica Río Doble 3,5 19,1 15,6 - 441,7%Eléctrica Yanapampa 2,2 3,1 0,9 - 40,4%Electroperú 898,2 839,1 - 59,0 6,6%Enel Generación Perú 586,4 385,2 - 201,2 34,3%Engie 254,5 222,0 - 32,4 12,7%Gepsa 3,5 5,7 2,2 - 63,4%Hidrocañete 2,7 2,8 - - 0,0%Huanchor 19,8 19,1 - 0,7 3,5%Huanza 98,3 84,1 - 14,2 14,4%Luz del Sur 61,4 90,0 28,5 - 46,4%Maja Energía 0,7 3,3 2,6 - 362,8%Orazul Energy Egenor 365,8 - 365,8 100,0%San Gabán 115,7 110,8 - 4,9 4,2%Santa Cruz 9,7 21,1 11,5 - 119,0%Santa Rosa 0,2 0,3 0,1 - 53,6%Sinersa 5,6 8,7 3,2 - 57,3%Statkraft 432,6 339,6 - 93,1 21,5%TOTAL 4 594,5 3 627,6 - 966,9 21,0%

(*): Porcentaje de los excesos o déficit respecto a la potencia firme correspondiente.

POTENCIA FIRME VS POTENCIA MEDIA EN HP

POTENCIA FIRME Y POTENCIA DISPONIBLE DE LOS GRUPOS TÉRMICOS

Empresa Central UnidadPotencia Horas Man Horas Ind Tot Horas Tot Horas

Efec.(MW) Programa Fortuita Indisp Disp

Egasa MOLLENDO MIR3 10,3 744,0 - 744,0 -

Egesur INDEPENDENCIA IND1 5,7 302,5 - 302,5 441,5

Electroperú TUMBES CENTRAL 18,0 240,0 - 240,0 504,0

Termochilca OLLEROS S.D.Olleros TG1 201,5 744,0 - 744,0 -Enel Generación Piura

MALACAS TGN4 98,0 528,0 - 528,0 216,0

Potencia Potencia Exceso Déficit %

Firme (MW) Disp.(MW) (MW) (MW) (*)

8,2 - - 8,5 -100,00%5,6 0,6 - 2,3 -89,24%15,6 0,70 - 3,6 -95,51%

200,4 - - 207,1 -100,00%

103,4 0,3 - 77,2 -99,71%

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 2017, tuvieron horas de indisponibilidad (programada o fortuita). Para el resto de centralestermoeléctricas, la potencia disponible es igual a su potencia efectiva.

HECHOS RELEVANTES REGISTRADOS EN MAYO EN EL SEIN

HEC

HO

S R

ELEV

AN

TES

Empresa Central GrupoPotencia Efectiva

(MW)Inicio Final Motivo y Observaciones

Grupo Térmico

Egasa MOLLENDO MIR3 10,3 01-05-17 00:00 01-06-17 00:00Revisión de cilindros lado B8, revisión de cajas de válvula de escape, reparación de fuelle de gases de escape principal.

Egesur INDEPENDENCIA IND1 5,7 01-05-17 00:00 13-05-17 14:28 Mantenimiento 32 000 horas de operación.Electroperú TUMBES CENTRAL 18,0 20-05-17 00:00 30-05-17 00:00 Falla en el cable de 10 kV.Enel Generación Perú VENTANILLA (EDEGEL) TV-3 C.C. 176,0 19-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Lavado químico de los evaporadores HP del HRSG12.Enel Generación Piura MALACAS TGN4 98,0 10-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Inspección mayor generador. Inspección mayor turbina tipo C y LTE.Engie ILO 2 TV21 140,0 02-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Mantenimiento mayor.Kallpa KALLPA TG1 270,0 21-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Inspección de combustión.Termochilca OLLEROS S.D.Olleros TG1 201,5 01-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Reparación de la cara interna del diverter damper de la unidad TG1.

Grupo Hidráulico

Eléctrica Agua Azul C.H. POTRERO G1 10,0 12-05-17 23:45 27-05-17 20:29 Mantenimiento correctivo.

Eléctrica Río Baños AGRUPACION RUCUYAGRUPACION CENTRALES

19,0 01-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Rotura de tramo de tubería forzada por caída de huayco.

Enel Generación Perú CALLAHUANCA CENTRAL 80,4 01-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Indisponibilidad de la central por colapso debido a caída de huayco.Enel Generación Perú MOYOPAMPA CENTRAL 67,0 01-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Indisponibilidad por obstrucción de la toma en Callahuanca por caída de huayco.

Statkraft CAHUA CENTRAL 45,0 01-05-17 00:00 09-05-17 16:45Indisponible por daño de solera de compuertas radiales de bocatoma debido a impactos causados por el fenómeno del niño.

Statkraft MALPASO G2 12,0 08-05-17 00:00 28-05-17 14:03 Mantenimiento correctivo del generador.Statkraft PARIAC CH3 - G2 0,8 13-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Mantemiento correctivo de canal de CH3.

OtrosAgropecuaria Aurora MAPLE TV1 15,0 01-05-17 00:00 01-06-17 00:00 Lavado de caldera (Culminación de lavador de gases).Petramas HUAYCOLORO TG3 1,4 23-05-17 00:38 01-06-17 00:00 Inspección del HMI de la estación de compresión.

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° 2013-10654Editado y producido por Osinergmin / Diseño y diagramación: NET CONSULTORES

Gerencia de Regulación de Tarifas , División de Generación y Transmisión EléctricaAv. Canadá 1460, Lima 41, Perú / Teléfonos: 224 0487 – 224 0488, Fax: 224 0491

E-mail: [email protected],pe / Web: www.osinergmin.gob.pe

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Potencia Firme (MW) Pot. Media en HP (MW) Exceso (MW)

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