1. TEMAS DESTACADOS 2009 2010 2011 2012 2013 0 900 1800 2700 3600 4500 5400 Demanda Tendencia M á x im a d e m a n d a e n e l m e s d e f e b re ro ( M W )
REPORTE MENSUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO
FEBRERO - 2013
C
EVENTOS IMPORTANTES AISLARON LA ZONA SUR DEL SEIN
El COES informo que se presentaron dos eventos importantes que causaron que la zona sur se aislara del sistema interconectado nacional (SEIN).
El primer evento ocurrió a las 19:20 horas del 4 de febrero del 2013 y fue el de mayor relevancia debido a que se presentó en horas punta, este suceso fue causado probablemente por descargas atmosféricas que provocaron que las líneas L-2053 y L-2054 (Cotaruse - Socabaya) de 220 kV salieran de servicio. Como consecuencia, el área Sur colapsó y se desconectó del SEIN interrumpiéndose en este proceso 865 MW de demanda eléctrica, cabe resaltar que la totalidad de los suministros interrumpidos se procedieron a restablecer a las 20:37 horas con la puesta en servicio de la línea L-2053.
El segundo evento ocurrió a las 03:33 horas del 6 de febrero del presente año y fue causada por la desconexión simultánea de las líneas 2053 y L-2054. La salida de operación de estas líneas provocó que el área Sur se aislara del SEIN y se interrumpieran suministros equivalentes a 250 MW. Se debe señalar que la recuperación de los suministros de los usuarios regulados del área Sur se iniciaron a las 03:36 horas, asimismo, cabe resaltar que las líneas antes mencionadas no pudieron conectarse al SEIN incluso hasta alrededor de las 12:30 horas tras varios intentos fallidos de energizarse, en el periodo de tiempo en que los enlaces de transmisión estaban fuera de operación el COES realizó rechazos manuales de carga de los usuarios libres del área Sur en bloques que variaron desde 50 MW hasta 250 MW debido al déficit de generación.
Fuente: COES.
1. Por Resolución Ministerial N° 052-2013-MEM/DM se determinó el monto específico para el mecanismo de compensación de los sistemas aislados (en acato del artículo 30 de la Ley 28832). Dicho monto asciende a S/.106 689 761 Nuevos Soles y será aplicado en el período comprendido entre el 01/05/2013 al 30/04/2014.
2. Por Resolución Ministerial N° 062-2013-MEM/DM se otorga autorización a Minera Barrick Misquichilca S.A., para desarrollar actividades de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la central térmica Lagunas Norte, con una potencia instalada de 12 MW ubicada en el distrito de Quiruvilca, provincia de Santiago de Chuco del departamento de La Libertad. Asimismo, la
resolución ministerial establece como tiempo límite para la puesta en marcha de la central el 10 de enero del 2014.
3. Por Resolución Ministerial N° 060-2013-MEM/DM otorgan concesión temporal a GENERALIMA S.A.C. para desarrollar estudios de factibilidad relativos a generación de energía eléctrica en la futura Central Eólica Morrope, para una capacidad estimada de 100 MW, la central mencionada se ubicará en los distritos de Morrope y Lambayeque de la provincia de Lambayeque del departamento del mismo nombre. La empresa tiene un plazo de 24 meses para culminar con dichos estudios.
4. Mediante Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) No 020-2013-OS/CD se aprobó fijar la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta en 3.55 %, además se fijó el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema Interconectado Nacional como la diferencia entre 33.3% y el porcentaje que, de la máxima demanda representen las potencias firmes de las unidades de Reserva Fría de Generación considerando su puesta en operación comercial. Los valores aprobados estarán vigentes desde el 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017.
2.COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA
MENSUAL
2.1MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN
La máxima demanda del SEIN en el mes de febrero del 2013 alcanzó 5324.08 MW; 8.66% mayor respecto al mismo mes del año anterior. Asimismo, el progreso del consumo de electricidad en el SEIN se muestra en el gráfico N° 1.
Gráfico N° 1 Evolución del máximo consumo de electricidad
en el mes de febrero de los años 2009 al 2013.
Fuente: COES
2009 2010 2011 2012 2013 0% 20% 40% 60% 80% 100% 70.4% 66.7% 64.3% 62.1% 56.7% 29.6% 33.3% 35.7% 37.9% 42.8%
Energía termoeléctrica Energía hidroeléctrica
2009 2010 2011 2012 2013 0% 14% 29% 43% 58% 72% 0.0% 0.7% 1.4% 2.1% 2.8% 3.5%
Gas natural Agua Carbón Derivados de petróleo Bagazo Energía Solar Biogás
G a s n a tu ra l y a g u a O tr o s r e c u rs o s 3.COMPORTAMIENTO DE LA OFERTA MENSUAL
3.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN
EL SEIN.
La producción de energía eléctrica en el mes de febrero del 2013 alcanzó 3049.56 GWh; superior en 4.83% al valor presentado en el mismo mes del año 2012. Además, la generación de electricidad con tecnología fotovoltaica representó el 0.50% del total despachado en el SEIN.
Los gráficos 2 y 3, muestran el progreso del uso de las diferentes fuentes de energía para la obtención de electricidad en el SEIN.
Gráfico N° 2: Participación de la energía termoeléctrica e
hidroeléctrica respecto a la producción total de electricidad en el SEIN, en febrero de los años 2009 al 2013.
Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
Gráfico N° 3: Participación de las diferentes fuentes de
energía en la producción de electricidad en el SEIN, en febrero de los años 2009 al 2013. Cabe destacar que en el segundo mes del 2013, con el agua y el gas natural se generó el 95.48% de la energía eléctrica en el sistema eléctrico interconectado.
Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
3.2PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR
EMPRESA.
3.2.1Participación de las empresas en la
producción de electricidad.
El cuadro 1 muestra que las empresas ELECTROPERU, EDEGEL y EGENOR despacharon
en conjunto el 54.95% de la generación hidroeléctrica.
FEBRERO 2013 Empresa hidroeléctrica Generación
(GWh) Participación ELECTROPERU 437.88 25.31% EDEGEL 302.31 17.48% EGENOR 210.23 12.15% SN POWER 151.46 8.76% CELEPSA 143.58 8.30% CHINANGO 107.22 6.20% EGASA 97.47 5.63% ENERSUR 87.33 5.05% SAN GABAN 73.51 4.25% EGEMSA 55.90 3.23%
HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 20.78 1.20%
MINERA CORONA 11.72 0.68%
EGESUR 8.64 0.50%
AGUAS Y ENERGIA DEL PERU 7.88 0.46%
SINERSA 4.70 0.27%
GEPSA 4.58 0.26%
HIDROCAÑETE 2.36 0.14%
MAJA ENERGY 1.10 0.06%
HIDROELECTRICA SANTA ROSA 0.71 0.04%
ELECTRICA YANAPAMPA 0.38 0.02%
Total 1729.73 100.00%
Cuadro N°1: Generación hidroeléctrica por empresas. Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
Por otro lado, en el cuadro 2, se observa que
ENERSUR, EDEGEL y KALLPA GENERACION
despacharon en conjunto el 86.75% de la generación termoeléctrica.
FEBRERO 2013 Empresa termoeléctrica Generación
(GWh) Participación ENERSUR 487.35 37.36% EDEGEL 330.76 25.35% KALLPA GENERACION 313.72 24.05% EGENOR 43.29 3.32% TERMOSELVA 37.92 2.91% EEPSA 21.09 1.62% SDF ENERGÍA 16.14 1.24% SDE PIURA 14.85 1.14% EGESUR 9.98 0.76% AIPSA 8.05 0.62% ELECTROPERU 7.28 0.56% MAPLE ETANOL 5.75 0.44% SHOUGESA 3.86 0.30% PETRAMAS 2.25 0.17% EGASA 2.20 0.17% SAN GABAN 0.16 0.01% Total 1304.65 100.00%
Cuadro N° 2: Generación termoeléctrica por empresas. Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
3.2.2Concentración en el Mercado de
Generación del SEIN.
Los gráficos 4 y 5, muestran la tendencia del Índice de Herfindhal Hirschman (HHI) para el mes de febrero de los años 2009 al 2013. Este indicador mide la concentración de mercado de la oferta de electricidad y su valor optimó debe ser
2009 2010 2011 2012 2013 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0.0% 0.6% 1.2% 1.8% 2.4% 3.0% NO RER RER C e n tr a le s n o R E R C e n tr a le s R E R 2009 2010 2011 2012 2013 0 10 20 30 40 50 CM Promedio C o s to m a rg in a l e n e l m e s d e f e b re ro ( U S $ /M W h ) 2009 2010 2011 2012 2013 0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 HHI H H I e n e l m e s d e f e b re ro 2009 2010 2011 2012 2013 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 HHI H H I e n e l m e s d e f e b re ro
inferior o igual a 1800, caso contrario, este índice indicará que existen grupos económicos con una alta cuota de mercado en el SEIN.
Gráfico N° 4: Evolución del HHI para el mercado de
generación hidroeléctrica en el mes de febrero de los años 2009 al 2013. Para la elaboración del gráfico se tomó en cuenta los siguientes grupos económicos: ESTADO, ENEL, DUKE ENERGY, GDF SUEZ, ELECTRICA SANTA ROSA, ELECTRICA YANAPAMPA, DIA BRAS EXPLORATION, HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ SAC, GEPSA, SN POWER, CELEPSA, SINERSA, AGROINDUSTRIAS MAJA, AYEPSA e HIDROCAÑETE. El valor del HHI ha descendido principalmente en los tres últimos años por la entrada en operación de la central El Platanal.
Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
Gráfico N° 5: Evolución del HHI para el mercado de
generación termoeléctrica en el mes de febrero de los años 2009 al 2013. Para elaborar el gráfico se tomó en cuenta los siguientes grupos económicos: ESTADO, ENEL, DUKE ENERGY, GDF SUEZ, SHOUGANG, ISRAEL CORPORATION, FIBRAS SDF, AIPSA, MAPLE ENERGY, OLIMPYC PERU, SN POWER Y PETRAMAS. El incremento de este índice en febrero del 2013 se debe al aumento de la producción de electricidad de las centrales de GDF SUEZ y al hecho de que aproximadamente el 88% de la energía termoeléctrica fue producida por tres grupos económicos (GDF SUEZ, ISRAEL CORPORATION Y
ENEL). Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
Los gráficos 4 y 5, muestran que el índice HHI en el mercado de generación hidroeléctrica y termoeléctrica tiene una tendencia decreciente. Por otro lado, cabe destacar que en febrero del 2013 el valor HHI para el mercado termoeléctrico experimento un incremento de 6.41 % con respecto al mismo mes del año previo.
3.2.3Resultados de las Subasta RER
En el gráfico N° 6, se observa la evolución de la producción de electricidad con recursos energéticos renovables. En febrero del 2013, la energía generada con estos representó el 2.74% (83.69 GWh) del total despachado en el SEIN.
Gráfico N° 6: Evolución del porcentaje de energía producida
por las centrales que ingresaron a operar al SEIN por medio de la Subasta RER; en el mes de febrero de los años 2009 al 2013.
Fuente: COES
Elaboración: Mercado Energía
4.COMPORTAMIENTO DEL COSTO MARGINAL
MENSUAL
El costo marginal para el segundo mes del 2013 asciende a 77.98 soles/MWh (27.55 US$/MWh), inferior en 12.06% al valor presentado en el mismo mes del año 2012. Asimismo, en el gráfico N° 7 se observa la variación del costo marginal para el mes de febrero de los años 2009 al 2013. Asimismo, se debe recordar que por Decreto de Urgencia Nº 049-2008, los costos marginales de corto plazo del SEIN, se determinan considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad. También se debe destacar que los costos marginales no pueden ser superiores a 313.5 soles/MWh (R.M. Nº 607-2008-MEM/DM).
Gráfico N° 7: Variación del Costo Marginal del SEIN, en el
mes de febrero de los años 2009 al 2013. Cabe resaltar que el promedio del costo marginal en el segundo mes de dichos años fue de 30.68 dólares/MWh (86.82 soles/MWh) y que el tipo de cambio promedio usado para la elaboración del gráfico fue 2.83 soles/dólar.
Fuente: COES
5. ECONOMÍA 6. 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 0 20 40 60 80 100 120 U$$/Bl Año U $ $ /b l 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Perú AL Año E M B IG ( p u n to s b á s ic o s ) 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.2 3.3 3.4 TC Año S o le s p o r d ó la r
5.1EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL PETRÓLEO
En febrero, el precio promedio del petróleo WTI fue de 95.3 US$/bl que representó un aumento de 0.6% con respecto al mes previo. Este incremento fue consecuencia de la recuperación de la demanda de crudo en China y por las continuas tensiones en el Medio Oriente. Además se debe mencionar que el aumento mayor al esperado de los inventarios de crudo de Estados Unidos atenuó parcialmente la subida.
Gráfico N° 8: Evolución del precio del petróleo de enero del
2009 hasta el mes de febrero del año 2013.
Fuente: BCRP
Elaboración: Mercado Energía
5.2RIESGO PAÍS
En febrero, el promedio del riesgo país medido por el spread del EMBIG Perú se situó en 127 puntos que representa un incremento de 15.45% respecto al mes previo. Asimismo, el spread de la región subió en 10 puntos básicos debido a la mayor aversión al riesgo global, asociada a los temores de mayores medidas de ajuste en China, a la incertidumbre política en Italia y al problema fiscal en Estados Unidos.
Gráfico N° 9: Evolución del riesgo país de enero del 2009
hasta febrero del año 2013.
Fuente: BCRP
Elaboración: Mercado Energía
5.3TIPO DE CAMBIO
En febrero, el tipo de cambio interbancario promedio venta se situó en 2.579 soles por dólar,
lo que significó una depreciación del Nuevo Sol de 1.04% con respecto al mes anterior.
Gráfico N° 10: Evolución del Tipo de Cambio de enero del
2009 hasta febrero del año 2013.
Fuente: BCRP
Elaboración: Mercado Energía
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