MAYO DE 2006
GERENCIA DE ELECTRICIDAD
SAN SALVADOR, EL SALVADOR C.A.
ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES
BOLETÍN DE ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS N° 7
2005
PRESENTACIÓN
De conformidad al Art. 5 de la Ley de Creación de la Superintendencia General de
Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), es atribución de la misma, publicar
semestralmente la información estadística de los sectores de electricidad y
telecomunicaciones.
Con el objeto de darle cumplimiento a dicha disposición legal, la Gerencia de
Electricidad de SIGET pone a disposición del público, el Boletín de Estadística Eléctricas
No. 7, documento que contiene información histórica importante entorno al desarrollo
de sector eléctrico, así como los datos estadísticos correspondientes al año 2005.
En la primera parte del documento se desarrolla una descripción del comportamiento
del mercado eléctrico y en la segunda se presentan las estadísticas más importantes del
mercado mayorista y minorista del país.
Agradecemos a todos lo Operadores del sector que nos han facilitado la información
necesaria para la elaboración de este informe.
Título Página
PRESENTACIÓN
1
ÍNDICE GENERAL
2
ÍNDICE DE CUADROS
4
ÍNDICE DE GRAFICAS
9
JUNTA DE DIRECTORES DE SIGET
12
GLOSARIO DE TERMINOS
14
ABREVIATURAS Y SIGNOS CONVENCIONALES
17
EMPRESAS GENERADORAS Y COGENERADORAS
DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE 2004
18
EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGIA ELECTRICA A
DICIEMBRE DE 2005
19
EMPRESAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGIA ELECTRICA A
DICIEMBRE DE 2005
19
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA A
DICIEMBRE DE 2005
19
GRANDES CLIENTES CONECTADOS A LA RED DE 115kV A
DICIEMBRE DE 2005
20
ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE
ENERGIA ELECTRICA
20
ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELECTRICO
20
CUADROS Y GRÁFICAS
45
MERCADO MAYORISTA
46
MERCADO MINORISTA
87
Título
Página
Cuadro
MERCADO MAYORISTA
CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE LAS CENTRALES
GENERADORAS DE ELECTRICIDAD, AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 46
1
FACTOR DE UTILIZACION DE LAS CENTRALES
GENERADORAS, ENERO-DICIEMBRE DE 2005
48
2
CARACTERISTICAS DE LAS CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS, 2005
48
3
INYECCIONES NETA POR RECURSO Y
PLANTA GENERADORA, 2005
49
4
INYECCIONES POR OPERADOR AL MERCADO, 2005
51 5
CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE CENTRAL,
1980-2005
52
6
EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LAS
CENTRALES GENERADORAS DE ENERGIA ELECTRICA,1954-2005
53
7
GENERACION BRUTA, NETA, CONSUMO PROPIO Y DEMANDA
DEL SISTEMA MAYORISTA NACIONAL, 2005
55
8
GENERACION BRUTA, NETA Y CONSUMO PROPIO
POR TIPO DE CENTRAL, 1985-2005
56
9
GENERACION POR CENTRALES HIDROELECTRICAS
1966-2005
57
10
OPERACIÓN DEL EMBALSE DE GUAJOYO 2005
58
11
OPERACIÓN DEL EMBALSE DE CERRON GRANDE 2005
59 12
OPERACIÓN DEL EMBALSE DE 5 DE NOVIEMBRE 2005
60
13
OPERACIÓN DEL EMBALSE DE 15 DE SEPTIEMBRE 2005
61
14
GENERACION EN CENTRALES GEOTERMICAS, 1975-2005
63
16
INYECCIÓN , PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN Y VENTA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA, 2005
65
17
INYECCIÓN, VENTA Y PERDIDAS DE ENERGIA
ELECTRICA, 1980-2005
66
18
DEMANDA MAXIMA NETA MENSUAL, 1991-2005
67
19
DEMANDA MINIMA NETA MENSUAL, 1991-2005
68
20
CURVAS TÍPICAS DE CARGA, ESTACIÓN SECA, 2005
70
21
CURVAS TÍPICAS DE CARGA, ESTACIÓN LLUVIOSA, 2005
70
22
TRANSFORMADORES DE POTENCIA PERTENECIENTES
A LAS EMPRESAS GENERADORAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 71
23
TRANSFORMADORES AUXILIARES PERTENECIENTES
A LAS EMPRESAS GENERADORAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 72
24
TRANSFORMADORES DE POTENCIA PERTENECIENTES
A LA EMPRESA TRANSMISORA, AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005
73
25
DEMANDA MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA EN EL
MERCADO MAYORISTA, ENERO-DICIEMBRE DE 2005
74
26
HISTÓRICO DE LA EVOLUCIÓN MENSUAL DE LOS PRECIOS
PROMEDIOS EN EL MRS, US$/MWh
77
27
INDICADORES TÉCNICOS Y DE EFICIENCIA SISTEMA DE
TRANSMISIÓN, 2005
79
28
LINEAS DE TRANSMISION 115-230 kV, AL 31 DE
DICIEMBRE DE 2005
80
29
RETIRO DE ENERGIA POR NODO, 2005
81
30
DEMANDA NETA NACIONAL, ENERGIA NO SERVIDA
Y ENERGIA NETA AJUSTADA, 1985-2005
85
32
CARGO POR EL USO DEL SISTEMA DE
TRANSMISION, 2003-2005
86
33
CARGO POR LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN Y EL MERCADO MAYORISTA, 2003-2005
86 34
MERCADO MINORISTA
CAPACIDAD INSTALADA DE GENERADORES
MINORISTAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005
88
35
CAPACIDAD INSTALADA TOTAL NACIONAL AL 31 DE
DICIEMBRE DE 2005
88
36
GENERACION HIDROELÉCTRICA EN EL MERCADO
MINORISTA NACIONAL, 2005
90
37
GENERACION TÉRMICA EN EL SISTEMA
MINORISTA NACIONAL, 2005
91
38
IMPORTACIÓN Y COMPRAS DE ENERGÍA DE LOS
COMERCIALIZADORES, 2005
92
39
INFORMACIÓN TÉCNICA DE LAS EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS, 2005
94
40
INDICADORES TÉCNICOS Y DE GESTIÓN
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 2005
94
41
INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS, 2005
96
42
EVOLUCIÓN TOTAL DE CLIENTES POR EMPRESA
DISTRIBUIDORA, AL 31 DE DICIEMBRE, PERÍODO 1998-2005
97
43
EVOLUCIÓN DE LA VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA
A LOS USUARIOS FINALES POR EMPRESA
PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS DE VENTA A LOS USUARIOS
FINALES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, PERÍODO 1998-2005
99
45
PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS POR TIPO DE TARIFA
ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES, 2005
100
46
INTERRUPCIONES DEL SERVICIO A NIVEL DE MT, 2005
101
47
ÍNDICES DE CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO, 2005
103
48
ÍNDICES DE CALIDAD DE PRODUCTO TÉCNICO, 2005
104
49
ÍNDICES DE CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL, 2005
105
50
POTENCIA ELÉCTRICA CONTRATADA POR LAS EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS, 2005
107
51
POTENCIA ELÉCTRICA REGISTRADA POR LAS EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS, 2005
108
52
POTENCIA ELÉCTRICA FACTURADA POR LAS EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS, 2005
109
53
CANTIDAD DE POSTES DISTRIBUIDOS POR MUNICIPIO Y
DISTRIBUIDORAS, 2005
110
54
CANTIDAD DE LUMINARIAS DE ALUMBRADO PÚBLICO
POR MUNICIPIO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005
118
55
NÚMERO DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA
Y DENSIDAD DEMOGRÁFICA, 2005
119
56
CONSUMO EN kWh DE CLIENTES POR EMPRESA
DISTRIBUIDORA Y DENSIDAD DEMOGRÁFICA, 2005
120
57
NÚMERO DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA
Y CATEGORÍA, TARIFARIA 2005
121
58
NÚMERO DE CLIENTES POR MUNICIPIO SERVIDOS
POR CAESS DURANTE EL AÑO 2005
127
59
NÚMERO DE CLIENTES POR MUNICIPIO SERVIDOS
NÚMERO DE CLIENTES POR MUNICIPIO SERVIDOS
POR AES CLESA DURANTE EL AÑO 2005
131
61
NÚMERO DE CLIENTES POR MUNICIPIO SERVIDOS
POR EEO DURANTE EL AÑO 2005
132
62
NÚMERO DE CLIENTES POR MUNICIPIO SERVIDOS
POR DEUSEM DURANTE EL AÑO 2005
134
63
COMSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA
DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, 2005
135
64
CONSUMO EN kWh POR MUNICIPIO, SERVIDOS
POR CAESS DURANTE EL AÑO 2005
141
65
CONSUMO EN kWh POR MUNICIPIO, SERVIDOS
POR DELSUR DURANTE EL AÑO 2005
143
66
CONSUMO EN kWh POR MUNICIPIO, SERVIDOS
POR AES CLESA DURANTE EL AÑO 2005
145
67
CONSUMO EN kWh POR MUNICIPIO, SERVIDOS
POR EEO DURANTE EL AÑO 2005
146
68
CONSUMO EN kWh POR MUNICIPIO, SERVIDOS
POR DEUSEM DURANTE EL AÑO 2005
148
69
PRECIO PROMEDIO AL CONSUMIDOR FINAL POR EMPRESA
DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, 2005
149
70
TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A
PARTIR DEL 1º DE ENERO DEL AÑO 2005
155
71
TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A
PARTIR DEL 10 DE JUNIO DEL AÑO 2005
156
72
TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A
PARTIR DEL 10 DE DICIEMBRE DEL AÑO 2005
157
73
PERDIDAS EN DISTRIBUCIÓN POR EMPRESAS 159 74
DISTRIBUIDORAS
Título
Página
Gráfica
MERCADO MAYORISTA
CAPACIDAD INSTALADA POR CENTRAL AL 31
DE DICIEMBRE DE 2005
46
1
UBICACIÓN DE CENTRALES GENERADORAS
EXISTENTES, 2005
47
2
INYECCIÓN NETA ANUAL POR EMPRESA, 2005
49
3
INYECCIÓN NETA NACIONAL POR RECURSO, 2005
50
4
TRANSACCIONES INTERNACIONALES, 2005
50
5
COMPOSICION DE LA CAPACIDAD INSTALADA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005
52
6
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA, 1954-2005
53
7
GENERACION NETA POR CENTRAL, 2005
54
8
CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACION NETA
POR TIPO DE RECURSO, SISTEMA MAYORISTA
NACIONAL 2005
54
9
NIVELES EN GUIJA DURANTE 2005
58
10
NIVELES EN CERRON GRANDE DURANTE 2005
59
11
NIVELES EN 5 DE NOVIEMBRE DURANTE 2005
60
12
NIVELES EN 15 DE SEPTIEMBRE DURANTE 2005
61
13
GENERACION BRUTA POR TIPO DE RECURSO,
1980-2005
64
14
INYECCIONES NETAS, VENTAS MAYORISTAS Y
PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN, 1980-2005
66
15
DEMANDA MINIMA NETA MENSUAL, 2004-2005
69
17
CAPACIDAD INSTALADA, DEMANDA MÁXIMA
Y MÍNIMA, 1985-2005
69
18
CURVAS TIPICAS DE CARGA (ESTACION SECA), 2005
70
19
CURVAS TIPICAS DE CARGA (ESTACION HÚMEDA), 2005
70
20
DEMANDA MENSUAL EN EL MERCADO
MAYORISTA, 2005
75
21
DEMANDA DE ENERGIA EN EL MERCADO
MAYORISTA, CONTRATOS Y MRS, 2005
76
22
PRECIOS DE LA ENERGIA ELECTRICA EN EL
MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA
DURANTE, 2005
77
23
SISTEMA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN EN
EL SALVADOR, A DICIEMBRE DE 2005
78
24
FLUJO DE ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCADO
MAYORISTA EN 2005
83
25
ENERGÍA NO SERVIDA EN EL MERCADO MAYORISTA, 2005 84
26
MERCADO MINORISTA
CAPACIDAD INSTALADA DE GENERADORES
MINORISTAS, 2005
89
27
CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACION
EN EL SALVADOR, 2005
89
28
MAPA DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA Y
PARTICIPACIÓN EN LAS VENTAS DE ELECTRICIDAD
DE LAS COMPAÑÍAS DISTRIBUIDORAS, 2005
93
29
AREA SERVIDA, EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 2005
95
30
EVOLUCIÓN TOTAL DE CLIENTES POR EMPRESA
DISTRIBUIDORA, AL 31 DE DICIEMBRE, PERÍODO 1998-2005 97
32
EVOLUCIÓN DE LA VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A LOS
USUARIOS FINALES, POR EMPRESA DISTRIBUIDORA,
PERÍODO 1998-2005
98
33
PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS A LOS USUARIOS
FINALES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, AÑO 2005
99
34
PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS POR TIPO DE TARIFA
ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES, 2005
100
35
INTERRUPCIONES POR NIVEL DE VOLTAJE, 2005
102
36
INTERRUPCIONES POR MOTIVO, 2005
102
37
JUNTA DE DIRECTORES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005
Presidencia de la República
Licenciado Jorge Isidoro Nieto Menéndez
Director Presidente
Gremiales del Sector Privado
Licenciado Pedro Alejandro Mendoza Calderón
Director Propietario
Licenciado Raúl Ernesto Melara Morán
Director Suplente
Corte Suprema de Justicia
Doctor Orlando Antonio Avilés Moreno
Director Propietario
ALTA TENSION: Voltaje igual o superior a 115 kV
BAJA TENSION: Voltaje igual o inferior a 600 Voltios.
CAPACIDAD DISPONIBLE: Es la potencia eléctrica que realmente es capaz de suministrar una
máquina o central generadora en un momento determinado.
CAPACIDAD INSTALADA: Es la potencia eléctrica de los equipos generadores tal y como se
especifica por el fabricante en los datos de placa.
CENTRAL GENERADORA: Es el conjunto de equipos utilizados directa e indirectamente para la
generación de energía eléctrica, incluidos los edificios y obras civiles necesarias.
COMERCIALIZADOR: Es la entidad que compra la energía eléctrica a otros operadores con el objeto
de revenderla.
CONEXIÓN: Es el enlace que permite a un usuario final recibir energía eléctrica de una red de
transmisión o distribución.
CONSUMO PROPIO: Es la diferencia entre la generación bruta más cualquier aporte exterior y la
energía neta salida de la central.
CONSUMO TOTAL: Es el total de la energía eléctrica suministrada por empresas de servicio público o
privado al consumidor final, durante un período determinado.
DEMANDA MAXIMA: Es el valor máximo constatado de la suma de las demandas simultáneas
ocurridas en las centrales de la empresa y en los puntos de compras, si los hubiere, en un período
determinado.
DEMANDA NETA NACIONAL: Es el total de energía demandada por el país a nivel mayorista,
incluyendo las pérdidas en transmisión y distribución.
DISTRIBUIDOR: Es la entidad poseedora y operadora de instalaciones, cuya finalidad es la entrega de
energía eléctrica en redes de media y baja tensión.
ENERGIA INYECTADA: Aquella que un operador entrega a la red o que ingresa a la red a través de
una interconexión.
ENERGIA RETIRADA DE LA RED: Aquella que un operador retira de la red o que es extraída de la
red a través de una interconexión.
central, incluye la energía suministrada a los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores
de la subestación de salida de la central generadora, en el caso de que existan.
GENERACION MAYORISTA NACIONAL: Es el total de energía eléctrica producida en el país, con
fines comerciales a nivel mayorista.
GENERACION NETA: Es la energía medida en las barras colectoras de la central, a la entrada de las
líneas de transmisión hacia los centros de consumo.
GENERADOR: Es la entidad poseedora de una o más centrales de producción de energía eléctrica,
que comercializa su producción en forma total o parcial.
INTERCONEXION: Es el enlace que permite a dos operadores la transferencia de energía eléctrica
entre sus instalaciones.
LINEA DE TRANSMISION: Línea eléctrica que sirve para transportar electricidad desde una fuente
generadora a un punto de distribución del sistema, en un nivel de tensión igual o mayor que 115 kV.
MEDIA TENSION: Voltaje superior a 600 V. e inferior a 115 kV.
MERCADO DE CONTRATOS: Mercado de energía eléctrica a futuro, despachado por la Unidad de
Transacciones y convenido entre operadores en forma independiente de aquella.
MERCADO MAYORISTA: Mercado de energía eléctrica operado por la Unidad de Transacciones y
compuesto por el Mercado de Contratos y el Mercado Regulador del Sistema.
MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA (MRS): Mercado de energía eléctrica de corto plazo, que
tiene como objetivo equilibrar la oferta y la demanda.
OPERADOR: Es cualquier entidad generadora, transmisora, distribuidora o comercializadora de
energía eléctrica.
PERDIDAS EN TRANSMISION: Diferencia entre la energía o potencia neta de entrada al sistema de
transmisión y la salida de dicho sistema.
PERDIDAS DE DISTRIBUCION: Diferencia entre la energía o potencia neta de entrada al sistema de
distribución y la salida de dicho sistema.
PRECIO SPOT: Precio horario de energía eléctrica en el Mercado Regulador del Sistema (MRS).
SISTEMA DE DISTRIBUCION: Es el conjunto integrado de equipos de transporte de energía eléctrica
en media y baja tensión. Está formado por los circuitos que se inician en la subestación de distribución
y suministran energía a los transformadores de distribución.
SISTEMA DE TRANSMISION: Es el conjunto integrado de equipos de transporte de energía eléctrica
en alta tensión. Está conformado por el conjunto de líneas que se inicia en la salida de las plantas
generadoras o puntos de entrega de energía y termina en barras de entrada de las subestaciones de
potencia para distribución; para el sistema nacional los voltajes utilizados son 115 kV y 230 kV.
SUBESTACION: Es el conjunto de equipos instalados en un lugar, y las obras civiles en el mismo,
para la conversión, transformación o control de la energía eléctrica, y para la conexión entre dos o más
circuitos.
TENSIONES ELECTRICAS O VOLTAJES PRIMARIO Y SECUNDARIO: El voltaje del circuito que
alimenta al transformador se denomina primario; para diferenciarlo del voltaje de salida denominado
voltaje secundario.
TRANSMISOR: Es la entidad poseedora de instalaciones destinadas al transporte de energía eléctrica
en redes de alta tensión, que comercializa sus servicios.
USUARIO FINAL: Es quien compra la energía eléctrica para uso propio.
ABREVIATURAS Y SIGNOS CONVENCIONALES
Asterisco, Letra(s) y / o número entre paréntesis a una cifra titular, indica nota de pie.
Cifra(s) entre paréntesis o precedidas por un guión, son negativas.
ND:
En un espacio en blanco, indica información no disponible.
(.):
Punto antes o entre cifras de izquierda a derecha, indica fracciones.
(-):
Indica una cantidad o valor nulo (igual a cero).
(0.0):
Indica cifra insuficiente para incorporarla a la unidad escogida.
MCM:
Mil Circular Mils.
EQUIVALENCIAS:
1 kW:
Kilovatio = 1.341 caballo de fuerza (HP).
1 MW:
Megavatio = 1,000 kW.
1 GWh:
Gigavatio-hora = 1,000,000 kWh.
1 TWh:
Teravatio-hora = 1,000,000,000 kWh.
1 kV:
Kilovoltio = 1,000 Voltios.
1 kVA:
Kilovoltio-Amperio = Potencia aparente producida por 1,000 V. cuando hacen circular
un amperio de corriente.
1 MVA:
Megavoltio-Amperio = 1,000,000 Voltio-Amperio.
EMPRESAS GENERADORAS Y COGENERADORAS
DE ENERGIA ELÉCTRICA
A DICIEMBRE DE 2005
CECSA:
Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A.
CEL:
Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa.
CESSA:
Cemento de El Salvador, S.A. de C.V. (Cogenerador)
LaGeo:
LaGeo, S.A. de C.V.
DUKE:
DUKE Energy International, El Salvador.
De Matheu:
Hidroeléctrica Sociedad De Matheu y Cía. de C.V.
Nejapa:
Nejapa Power Company, LLC.
Sensunapán:
Sociedad Hidroeléctrica Sensunapán, S.A. de C.V.
Textufil:
Textufil, S.A. de C.V. (Cogenerador)
La Cabaña:
Ingenio La Cabaña, S.A. de C.V. (Cogenerador)
CASSA:
Compañía Azucarera Salvadoreña, S.A. de C.V. (Cogenerador)
El Ángel:
Ingenio El Ángel, S.A. de C.V. (Cogenerador)
A DICIEMBRE DE 2005
ETESAL:
Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V.
EMPRESAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGIA ELECTRICA
A DICIEMBRE DE 2005
EXCELERGY:
Excelergy , S.A. de C.V.
CONEC-ES:
Conexión Energética Centroamericana -El Salvador, S.A. de C.V.
CARTOTÉCNICA:
Cartotécnica Centroamericana, S.A.
Mercados Eléctricos:
Mercados Eléctricos, S.A. de C.V.
CEL COMERCIALIZADORA: Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa, comercializadora.
El Paso
: El Paso Technology El Salvador, S.A. de C.V.
ORIGEM
: ORIGEM, S.A. de C.V.
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA
A DICIEMBRE DE 2005
CAESS:
Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador, S.A. de C.V.
AES-CLESA:
Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana y Cía. S en C. de C.V.
DELSUR:
Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. de C.V.
DEUSEM:
Distribuidora Eléctrica de Usulután, Sociedad de Economía Mixta.
A DICIEMBRE DE 2005
ANDA:
Asociación Nacional de Acueductos y Alcantarillados
INVINTER:
Inversiones Intercontinentales, S.A. de C.V. (Antes SICEPASA)
ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA
UT:
Unidad de Transacciones, S.A. de C.V.
ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELECTRICO
1. COMPORTAMIENTO DEL MERCADO ELECTRICO
1.1 HECHOS IMPORTANTES
El propósito de esta sección es destacar los hechos importantes ocurridos en el sector eléctrico
durante el año 2005, los cuales se presentan en cinco apartados. En el primero se resaltan los
relacionados con la regulación del sector; en el segundo se detallan los aspectos vinculados con
la administración del mercado mayorista; en el tercero, se listan los acontecimientos notificados
por los distintos generadores; El cuarto, contiene los hechos informados por la empresa de
transmisión y finalmente, se presentan los sucesos reportados por las empresas de distribución.
1.1.1 Aspectos Regulatorios
En materia de regulación los hechos más importantes derivan de la emisión de algunos Acuerdos
por parte de la SIGET, estos se resumen en los siguientes puntos:
• Durante el año se realizaron modificaciones y adecuaciones a la normativa de la Reserva Fría
por Confiabilidad (RFC), contenidas en los Acuerdos No 10-E-2005, 31-E-2005 y
103-E-2005. Asimismo, se adicionó el Pliego Estándar de Licitación al Reglamento de Operación
del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista.
• Mediante el Acuerdo No. 41-E-2005 se prorrogó, hasta el 1 de abril de 2006, la normativa
vigente para la asignación y remuneración del Servicio Auxiliar de Reserva Rodante.
• En abril de 2005, se aprobó el Mecanismo transitorio para el Cálculo del Precio en el MRS,
mediante el cual se limita la fijación de precios en el MRS para algunas centrales
generadoras, mecanismo que ha sido prorrogado en seis oportunidades y en el último caso su
vigencia se fijó hasta junio de 2006. Por otra parte el grupo de generadores que participa de
este mecanismo ha experimentado cambios, la primera ampliación se realizó mediante el
Acuerdo Nº 168-E-2005 y luego mediante el Acuerdo Nº 225-E-2005 se incluyó a la
sociedad Textufil, S.A. de C.V.
• El 2 de junio de 2005, mediante el Acuerdo No. 105-E-2005, se estableció la restricción de
que las exportaciones debían suspenderse en toda hora en la que estuviese funcionando la
RFC. Posteriormente, mediante el Acuerdo No. 119-E-2005C, se hace una modificación
donde se establece que las exportaciones se suspenden únicamente en aquellos casos en los
que la RFC esté operando para suplir déficits de potencia o de energía.
• Se estableció el procedimiento que debía seguirse para el cálculo de los precios ajustados de
la energía, en el caso que FINET efectuara pagos de montos que las distribuidoras adeudaran
a los generadores; éste se emitió por medio del Acuerdo No. 114-E-2005 del 9 de junio de
2005.
• Mediante el Acuerdo No. 199-E-2005 se aprobó el mecanismo para la presentación de
ofertas restringidas para la optimización del recurso hidroeléctrico con vigencia hasta el 31
de mayo de 2006.
1.1.2 Administración del Mercado Mayorista
La Unidad de Transacciones (UT) es la entidad responsable de la operación del Sistema de
Transmisión, así como de asegurar la calidad del suministro y administrar el mercado mayorista
de energía eléctrica, concluido el año 2005, dicha entidad ha presentado su informe en el cual se
destacan los siguientes hechos importantes:
• Como responsable de la operación del sistema, la UT reportó que durante el año 2005 se
manejaron situaciones de emergencia y de alerta que requirieron acciones correctivas desde
el centro de control de la UT, en coordinación con los centros de control de los participantes
del mercado. Una de estas situaciones se registró durante el paso del huracán Adrián, en cuyo
caso la declaración de alerta duró 20 horas y la de emergencia, 19.5 horas.
• La falta de capacidad de generación y la ocurrencia de fallas en distintas centrales
generadoras han motivado la aplicación de racionamientos por períodos muy cortos de
tiempo, el más prolongado de éstos duró 17 minutos y se presentó en el mes de mayo. Por
otra parte, en el mes de abril, debido a la indisponibilidad de las unidades Nº 2 de Cerrón
Grande y Nº 1 de la 15 de Septiembre, con el objeto de mantener la continuidad en el
suministro, se necesitó mantener encendidas las dos unidades de vapor del servicio de RFC
(Unidades 1 y 2 de Acajutla) de modo que al poder entrar en operación instantáneamente,
tales unidades eran parte de la reserva de potencia del sistema. Finalmente, en julio se
registró una falla en las unidades 2 y 5 de Acajutla, por lo que se declaró un estado de alerta
durante 29 minutos.
• En marzo de 2005 se pone en servicio un nuevo transformador de 50 MVA de capacidad, en
la subestación de Santa Ana, modificando la disponibilidad de retiro de energía a 100 MVA.
• A solicitud de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa y debido a la
indisponibilidad de la unidad 1 de la Central 15 de Septiembre y a los bajos niveles de los
embalses, en junio de 2005, se efectuó el despacho de la RFC con base al criterio de déficit
de energía, a fin de evitar un posible desabastecimiento de energía eléctrica en el país.
• Por falta de capacidad de generación se han realizado compras de energía de emergencia
desde Guatemala, en las horas de máxima demanda nocturna, situación que ocurrió en siete
oportunidades, durante el mes de agosto y dos en el mes de septiembre, totalizando 15:45
horas.
1.1.3 Generación
Los Generadores que participan en el mercado eléctrico mayorista son la Comisión Ejecutiva
Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), LaGeo, Duke Energy International, Nejapa Power
Company, Cemento de El Salvador y la Compañía Azucarera Salvadoreña. A continuación se
listan los hechos relevantes reportados:
Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa
• En febrero de 2005 se firmó contrato para la reparación y repotenciación de la unidad Nº 1 de
la Central Hidroeléctrica 15 de Septiembre; al 31 de diciembre dicho proyecto presentaba un
87% de avance. Asimismo, en marzo, se efectuó inspección del generador de la unidad Nº 2
y se efectuaron las reparaciones de la falla del interruptor de sincronismo y regulador de
velocidad.
• El ocho de mayo de 2005 entró en operación comercial la Unidad Nº 2 de la Central
Hidroeléctrica Cerrón Grande, después de finalizar su repotenciación con un incremento de
18.9 MW, aumentando la capacitad total instalada de 153.9 MW a 172.8 MW (27.4%) en
dicha central. En este mismo mes, se efectuaron los mantenimientos mayores de la centrales
hidroeléctricas de Guajoyo y 5 de Noviembre. Por otra parte, se actuó en coordinación con el
Comité de Emergencia Nacional (COEN) a fin de atender la emergencia por el huracán
Adrián
• Se adquirió un interruptor de sincronismo y un transformador de 20/25 MVA para la Central
Hidroeléctrica Guajoyo, el cual reemplazará el actual transformador de 18 MVA.
• Se ha trabajado en el proceso de implantación de los procedimientos de gestión de la calidad
en las áreas de mantenimiento y operación en las cuatro centrales hidroeléctricas y en las
oficinas centrales.
• Se efectuó la contratación de la consultoría para asistencia en la evaluación de ofertas,
contratación, supervisión de la construcción, instalación, pruebas y puesta en marcha de una
central térmica de 50 MW. Asimismo, se contrató la consultoría para asistencia en la
elaboración del documento de licitación, durante la preparación, evaluación de ofertas y
contratación para la instalación de la tercera unidad de la Central Hidroeléctrica “Cerrón
Grande”.
• Se concluyó el proyecto de cooperación técnica de “Caracterización de fugas en centrales
hidroeléctricas”, ejecutado con la asistencia de la Organización Internacional de Energía
Atómica (OIEA).
• Se inicio el proyecto por administración para la limpieza de drenos de las galerías de la
Central Hidroeléctrica 15 de Septiembre.
• Participación activa en la definición del mecanismo para presentación de ofertas restringidas
para la optimización del recurso hídrico. Así como, en las reuniones para buscar alternativas
de minimización en el alza de los precios a finales del primero y segundo semestre de 2005.
LaGeo
• En la Central Geotérmica Ahuachapán, se realizó el montaje de un separador ciclónico
adicional, a fin de aumentar la eficiencia en la producción en uno de los pozos.
Adicionalmente, se ejecutó la perforación y conexión de un nuevo pozo para aumentar la
disponibilidad de desalojo de las aguas residuales en la zona de reinyección en el campo
geotérmico de Chipilapa, con el objeto de garantizar una generación estable y propiciar una
recarga del fluido geotérmico remanente de regreso hacia al reservorio geotérmico productor.
Con el objeto de prolongar la vida útil y garantizar la confiabilidad operativa de la unidad Nº
2, se llevó a cabo el rebobinado del estator y rotor del generador en dicha unidad. Además,
para el mejoramiento de eficiencia y el desempeño operativo, a la turbina de la unidad Nº 3,
se le instaló una nueva carcaza interna y se instalaron nuevos alabes fijos.
• En la Central Geotérmica de Berlín, LaGeo y Enel Green Power construyeron dos
plataformas, cada una con la capacidad de hasta cinco pozos, de los cuales en una de ellas se
han perforado tres y en otra dos. Por otra parte, se ha construido la calle de acceso y una
plataforma para perforar los pozos de reinyección, para desalojar las aguas residuales de la
ampliación de la Central de Berlín, dos de los cuales ya finalizó su excavación.
Se desarrolló un proceso de estimulación de pozos reinyectores y productores a través de la
preparación y dosificación de químicos solventes dentro de los mismos, con el objeto de
disolver depósitos de sales resultantes de la reinyección y producción.
Se han firmado los contratos para la construcción de una planta de ciclo binario con una
capacidad de 9.2 MW.
• Para la ejecución de los trabajos antes expuestos, durante el año 2005, se realizó una
inversión de US$ 20,036,686.00
Duke Energy
• Se realizaron mantenimientos mayores a cinco motores de 16.5 MW en la Central Térmica
Acajutla (motores del 5 al 9), así como a la turbina – generador y caldera en la unidad a
vapor de la misma central.
1.1.4 Sistema de Transmisión
La actividad de transporte de energía en alta tensión es desarrollada por la Empresa Transmisora
de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL, S.A. de C.V.) quien tiene además la responsabilidad de
elaborar el planeamiento de la expansión, la construcción de nuevas ampliaciones y refuerzos de
la red de transmisión, así como el mantenimiento de la misma. Atendiendo a dicha
responsabilidad, a continuación se describen los hechos relevantes relacionados con dicha
actividad:
• Creación de la Gerencia de Desarrollo del Sistema de Transmisión, con el objeto de atender
adecuadamente la ejecución de los proyectos de expansión.
• Con relación a la ejecución del proyecto de refuerzos internos a 230 KV, la Junta Directiva
de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) del proyecto SIEPAC, aprobó que ETESAL
cubrirá el 50% de los costos de la construcción y supervisión de la línea de doble circuito
SIEPAC - Refuerzos Internos, en el tramo de El Salvador. Además, se está gestionando, con
los bancos Agrícola, Cuscatlán, Salvadoreño y el BCIE, el financiamiento para la
construcción de los proyectos de expansión.
• En mayo de 2005 se aprobó la inclusión del Proyecto de Refuerzos Internos dentro del marco
de la iniciativa energética mesoamericana del Plan Puebla Panamá (PPP). Asimismo, se ha
elaborado el documento de licitación para la contratación de los servicios de consultoría y
supervisión para el soporte técnico de dicho proyecto.
• Se realizaron procesos de licitación para la compra de transformadores de 75 MVA y
seccionadores tripolares para los proyectos de ampliación en la capacidad de transformación
en las subestaciones de Nejapa y Santo Tomás, asimismo, se han realizado gestiones ante el
BCIE, para la obtención de financiamiento para estos proyectos. Finalmente, en mayo de
2005 se aprobó su inclusión dentro del marco de la Iniciativa Energética Mesoamericana del
PPP.
• Se aprobó la inclusión del Proyecto de Expansión Eléctrica “La Unión” dentro del marco de
la Iniciativa Energética Mesoamericana del PPP, se escrituró la compra del terreno donde se
construirá la subestación y se han elaborado los alcances relacionados con la contratación de
servicios para el diseño de ésta y la ampliación de la subestación San Miguel.
• Se han realizado gestiones de compra de los siguientes equipos mayores:
a Transformador de potencia de 30/40/50 MVA para la subestación San Rafael Cedros.
b Se suscribió contrato con la firma Ritz Instrument Transformer Inc. para la adquisición
de doce transformadores de potencia de 115 kV.
c Se han promovido procesos de licitación para la compra de un interruptor de potencia de
230 kV, 10 de 115 kV y 15 de 46 kV.
d Se contrató la adquisición de siete relevadores de protección de distancia y siete de
protección de barra.
e Celebración de contrato para la compra de accesorios y servicios de instalación para la
actualización y ampliación de dos centrales telefónicas.
f Se han recibido ofertas relacionadas con la compra de cuarenta pararrayos de
subestación, para los niveles de voltaje de 96, 48, 30 y 27 kV que serán utilizados para
sustituir los de las subestaciones de Acajutla, Soyapango, Nuevo Cuscatlán, Guajoyo y
Santa Ana.
• Suministro, montaje y puesta en servicio de un nuevo transformador de potencia en la
subestación de Santa Ana.
• Sustitución de cuarenta juegos de seccionadores de 115 kV, según el siguiente detalle:
Cantidad
Subestación
4
Guajoyo
9
Cerrón Grande
7
San Rafael Cedros
4
Santa Ana
8
San Antonio Abad
6
Nejapa
2
Tecoluca
• Instalación de tres bancos de baterías de 48 VDC, uno en cada una de las subestaciones de
Nuevo Cuscatlán, San Martín y Acajutla. Asimismo, se instalaron 37 relevadores, 28 (51N)
en circuitos de distribución, 7 (87B) en barras de 115 kV y 5 (87T) en transformadores de
potencia.
1.1.5 Mercado de Distribución
La actividad de distribución en El Salvador la realizan DELSUR, S.A. de C.V. y el Grupo AES
El Salvador, conformado por las empresas distribuidoras CAESS, S.A. de C.V.; AES-CLESA,
S. en C. de C.V.; EEO, S.A. de C.V. y DEUSEM, S.A. de C.V. Los hechos relevantes en este
segmento del mercado eléctrico se detallan a continuación:
Grupo AES El Salvador
El reporte de actividades relevantes presentado por las empresas CAESS, AES CLESA, EEO y
DEUSEM, señala que la gestión comercial se enfocó principalmente en modernizar la atención y
la resolución de las necesidades de los clientes, haciendo uso de nuevas herramientas
tecnológicas e infraestructura que permiten reducir los tiempos de respuesta y facilitar a los
usuarios la realización de todo tipo de trámites en forma ágil y con mayor comodidad. Se han
realizado mejoras de la regulación de tensión y algunos proyectos de inversión para mejorar la
calidad. A continuación se refleja un detalle de los hechos reportados:
• Con el objeto de mejorar la atención al cliente se han incrementado los puestos para recibir
los pagos de la factura del servicio eléctrico; al concluir el 2005 las empresas de AES El
Salvador contaban con 44 puestos distribuidos de la siguiente manera: 15 de CAESS, 14 de
AES CLESA, 10 de EEO y 5 de DEUSEM. Por otra parte, en el call center, se implementó
un mecanismo que permite dar prioridad a las llamadas que provienen de un celular.
Finalmente, desde el mes de febrero se destacó un ejecutivo de atención al cliente para
permanecer en las instalaciones del Centro de Atención al Usuario, en la SIGET; a fin de
atender las consultas relacionadas con las empresas del grupo.
• Para mejorar el proceso de lectura y notificación se han realizado auditorías a las empresas
prestadoras del servicio de lectura y notificación, a fin de garantizar la exactitud en la
facturación y la entrega oportuna del documento respectivo. Asimismo, en febrero CAESS
• Dentro del procedimiento de conexión de nuevos servicios se incorporó la actividad de
inspección previa a fin de agilizar el proceso de conexión de éstos.
• Como parte de la campaña de sustitución de medidores, se ha efectuado el reemplazo de
34,941 de los cuales el 62.9 % se localizan en el área servida por CAESS, 27.2 % en el área
de EEO y 9.9 % en el segmento atendido por DEUSEM.
• En el marco del desarrollo de las campañas de mejoramiento de la regulación de tensión, se
han realizado mejoras en 620 puntos de transformación, cuya distribución por empresa y sus
respectivas inversiones se reflejan a continuación:
EMPRESA
Puntos de
transformación
Inversión
US $
CAESS
AES CLESA
EEO
DEUSEM
425
360
224
215
210,000.00
208,000.00
190,000.00
191,000.00
TOTAL
620
799,000.00
• Se realizaron inversiones en las redes de distribución con el objeto de darle una mayor
confiabilidad y mejorar la calidad del servicio eléctrico al usuario, instalando dispositivos
para prevenir el contacto de animales con la red, instalando recerradores con tecnología de
punta y control automático, reguladores de voltaje, extensiones de circuitos primarios, etc.
• Las actividades de mantenimiento de la red desarrolladas por las cuatro distribuidoras
incluyen:
a Cambios de transformadores,
b Reemplazo de postes dañados y poda,
c Recalibración de circuitos para satisfacer la demanda creciente,
d Medición de parámetros eléctricos para la realización de mejoras.
e Reemplazo de transformadores de tierra en puntos de entrega.
• Para mejorar la atención de reclamos y fallas se han establecido contratos de servicio con
terceros, situación que ha contribuido a mejorar los tiempos de respuesta para la atención de
emergencias y fallas.
• Durante el año el país soportó fenómenos naturales que obligaron a las empresas
distribuidoras a implementar planes de contingencia, los cuales incluyeron la suspensión de
todo trabajo programado, la orientación de todo el personal de campo a atender las
emergencias y la contratación de servicios de apoyo para el mantenimiento correctivo en las
redes.
DELSUR
Según el reporte de actividades relevantes presentado por DELSUR, su accionar ha estado
orientado a realizar una mejora constante en la calidad, lograr una mayor cobertura y modernizar
la atención y la resolución de las necesidades de los clientes; para ello han realizado actividades
tendientes a mejorar la calidad del servicio, asimismo, se ha implementado el uso de nuevas
herramientas tecnológicas que permiten reducir los tiempos de respuesta y facilitar a los usuarios
la realización de todo tipo de trámites en forma más ágil. Para lograr dicho objetivo la
distribuidora trabajó en las siguientes áreas:
• Remodelación e instalación de dos interruptores a 46 kV, operados a control remoto, en la
subestación San Emilio, en Comasagua, La Libertad, con el objeto de brindar mayor
confiabilidad y recuperar con mayor rapidez la carga ante alguna falla en la línea Ateos – San
Emilio, beneficiando de esta manera los municipios de Comasagua, Talnique, Tamanique,
Jicalapa, Tepecoyo, Sacacoyo, Teotepeque y Chiltiupán; todos pertenecientes al
Departamento de La Libertad.
• Instalación de dos interruptores de 46 kV, y remodelación de la subestación Comalapa,
permitiendo reducir el tiempo de respuesta ante una falla de la línea El Pedregal – Comalapa.
con este proyecto se beneficio a nueve municipios del Departamento de La Paz, éstos son:
Comalapa, San Juan Talpa, San Luis Talpa, El Rosario, San Pedro Masahuat, San Antonio
Masahuat, San Juan Tepezontes, Tapalhuaca y San Miguel Tepezontes.
• Instalación de convertidora entre los alimentadores de 23 kV de la Subestación Nuevo
Cuscatlán y el alimentador de 13.2 kV de la subestación San Emilio, lo que incluyó la
instalación de un equipo de protección recerrador con estación controlada mediante la
herramienta SCADA.
• Instalación de un interruptor de potencia de 46 kV y un transformador de potencia de 14
MVA para 46/13.2 kV, en la subestación Ateos, en La Libertad, incrementando la
confiabilidad del servicio y la capacidad de la subestación y proporcionando mayor respaldo
a las subestaciones de Lourdes y San Emilio.
• Se han realizado inversiones para mejorar la calidad de voltaje y normalizar las redes, en este
ámbito se pueden destacar los siguiente proyectos: San Marcos Tepeyac, Agua Escondida,
Barrio San José, Cantón La Virgen, Cantón San Isidro, Hacienda Nuevo Oriente y otros.
• Instalación de banco de reguladores de voltaje en línea sobre la Carretera al Puerto La
Libertad, a fin de dar mejor cumplimiento a la normativa de calidad del producto técnico y
favorecer a los clientes de La Libertad.
• Desarrollo del plan de mantenimiento anual, cuya finalidad es el cumplimiento de la calidad
y continuidad del suministro para la satisfacción de los clientes, éste incluye la inspección de
toda la red de distribución y tareas de mantenimiento preventivo y correctivo tales como:
cambio de postes dañados y fuera de estandar, estructuras, transformadores y aisladores
dañados, correcciones de condiciones subestandar, incremento de aislamiento de 13.2 kV a
23 kV, instalación de retenidas y barreras electrostáticas, poda y brecha, verificación y
corrección de fugas, etc.
• Ante la emergencia de los huracanes Adrián y Stan, se activó un plan de contingencia
considerando la dirección y planificación logística, seguridad en personas, continuidad del
servicio, restitución de daños en la red, coordinación de flujo de información y canalización
de ayuda.
• Consolidación del proyecto de implementación de terminales portátiles de ordenes de
servicio con comunicación remota (TPO), herramienta con la cual se ha logrado optimizar
los tiempos de ejecución de las actividades técnicas comerciales, asegurando menores
tiempos de respuesta a los clientes, éstas permiten la captura de datos en terreno, mediante la
transmisión celular vía GPRS, para la ejecución de órdenes de servicio tales como:
conexiones, reconexiones, atención de reclamos, cambios de medidores, etc.
• Adquisición de la segunda oficina móvil, la que permite realizar gestión de colecturía
mediante aplicaciones de cobro de facturas en línea, captación de reclamos y consultas de los
clientes. Con ello se ha ampliado la cobertura de atención al cliente a aquellos municipios
que no cuentan con una oficina o agencia bancaria para efectuar su pago.
• Inicio de operaciones del nuevo call center, contando con 16 operadores que laboran en
turnos las 24 horas, para atender cualquier emergencia, consulta o reclamo de los clientes. Se
ha instalado una planta que cuenta con 50 canales de llamadas simultáneas.
• A partir de febrero del 2005, se cuenta con un ejecutivo de atención al cliente en la SIGET,
quien cuenta con el Sistema de Gestión Comercial en línea, para resolver dudas e inquietudes
de los clientes, así como recibir reclamos comerciales.
• Se firmó un convenio de cooperación con el Gobierno, en el marco del plan estatal “Red
Ciudadana” para ofrecer descuentos especiales en la contratación de suministros, para las
familias de escasos recursos económicos, así como la flexibilización de trámites para acceder
a la contratación del servicio.
• Instalación del software “Quest Central” para la administración de bases de datos para los
sistemas informáticos de las áreas comercial y de atención al cliente (Open SGC),
administrativa financiera (SGA) y técnica - operativa y de distribución (SIPRE), a fin de
reducir los tiempos de respuesta a los clientes. Reemplazo del Switch Central de
comunicaciones por uno de mayor capacidad y mejor tecnología para cubrir las necesidades
de más puntos de red. Finalmente, se adquirió el software para el diseño y desarrollo de
aplicaciones en Power Vbuilder y Dot Net, con el objeto de incrementar la productividad
para el desarrollo y mantenimiento de aplicaciones en el Open SGC, SIPRE, SGA, SGP,
SGM, etc.
1.2 MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
Tal como se ha expresado anteriormente, la UT es la entidad responsable de la operación del
Sistema de Transmisión, así como de asegurar la calidad del suministro y administrar el mercado
mayorista de energía eléctrica, este último se subdivide en Mercado de Contratos y Mercado
Regulador del Sistema (MRS). Siendo la UT un ente privado, sus accionistas son los
generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios finales y su capital social
esta constituido por cinco clases o series de acciones.
Durante el año 2005, en el mercado mayorista participaron como generadores, la Comisión
Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL); LaGeo, Duke Energy International El Salvador,
Nejapa Power Company, CESSA y CASSA; como distribuidores, CAESS, DELSUR,
AES-CLESA y Cía, EEO, y DEUSEM; como comercializadores, EXCELERGY, El Paso Technology,
Mercados Eléctricos de Centroamérica, ORIGEM, Duke Energy Comercializadora y Poliwatt y
como usuarios finales ANDA e INVINTER.
1.2.1 Generadores y Transacciones Internacionales
a) Capacidad Instalada
El sistema de generación que forma parte del mercado mayorista está compuesto por la
Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), quien opera las centrales
hidroeléctricas; LaGeo, que opera las centrales geotérmicas; Duke Energy International El
Salvador, Nejapa Power Company y CESSA, encargados de la generación térmica y CASSA,
cuya generación la realiza utilizando el bagazo que queda después de haber extraído el jugo de la
caña, para la fabricación del azúcar, para generar vapor, que después de un proceso complejo
convierten en energía limpia para hacer funcionar todo el equipo. En los dos últimos casos la
energía es utilizada en parte para consumo propio y el excedente lo venden a en el mercado
mayorista.
En el año 2005 la capacidad instalada presentó un crecimiento de 2.2% respecto al nivel
reportado al 31 de diciembre de 2004, es decir, pasó de 1,095.5 MW a 1,119.4 MW, incremento
que se explica por la adición de 18.9 MW mediante la repotenciación de la Unidad Nº 2 de la
Central Hidroeléctrica Cerrón Grande y 5 MW adicionales reportados por la Compañía
Azucarera Salvadoreña. Por otra parte, cabe destacar que de ésta capacidad instalada solamente
el 86.75% se consideró como disponible al 31 de diciembre de 2005.
Cuadro No. 1
CAPACIDAD INSTALADA POR CENTRAL GENERADORA
MW
b) Inyecciones y Transacciones Internacionales
De conformidad al Cuadro Nº 2, en el año 2005, las inyecciones de energía por parte de los
generadores locales alcanzaron un volumen de 4,480.7 GWh y las importaciones netas
(importaciones menos exportaciones) ascendieron a 284.3 GWh, sumando una inyección total
neta de exportaciones de 4,765.0 GWh. Esto significa que la demanda de energía en el mercado
mayorista experimentó un crecimiento de 5.0%, superando la tasa de 3.1% reportada en el año
2004.
Cuadro Nº 2
INYECCIONES TOTALES
GWh
Además del crecimiento en la demanda, en el cuadro anterior se pueden destacar dos elementos
importantes: en primer lugar la disminución significativa en el nivel de importaciones, las cuales
decrecieron en 25.7%, por lo que la participación de las mismas en el total de inyecciones paso
de 8.4% en el 2004 a 6.0% en el 2005; y en segundo lugar el crecimiento de 7.8% experimentado
por las inyecciones provenientes de recursos locales, lo que representa 324.9 GWh más de lo
GENERADORES
2004
2005
Var.%
CEL
Guajoyo
19.8
19.8
0.0%
Cerrón Grande
153.9
172.8
12.3%
5 de noviembre
99.4
99.4
0.0%
15 de septiembre
156.6
156.6
0.0%
Total Centrales Hidroeléctricas
429.7
448.6
4.4%
LAGEO
Ahuachapán
95.0
95.0
0.0%
Berlín
56.2
56.2
0.0%
Total Centrales Geotérmicas
151.2
151.2
0.0%
DUKE ENERGY
Acajutla
295.1
295.1
0.0%
Soyapango
16.2
16.2
0.0%
San Miguel
6.7
6.7
0.0%
NEJAPA POWER COMPANY
144.0
144.0
0.0%
CESSA
1/32.6
32.6
0.0%
CASSA
1/20.0
25.0
25.0%
Total Centrales Térmicas
514.6
519.6
1.0%
Total Capacidad Instalada
1,095.5
1,119.4
2.2%
1/
Auto productores
Inyecciones
2004
2005
Var.%
Generadores Locales
4,155.8
4,480.7
7.8%
Importaciones netas
382.4
284.3
-25.7%
Total
4,538.2
4,765.0
5.0%
inyectado en el año 2004, ello permitió cubrir el crecimiento de la demanda (226.8 GWh) y la
disminución de las importaciones (98.1 GWh); estas últimas provienen de Guatemala (94%) y
Honduras (6.0%).
En el Cuadro Nº 3 se presentan los volúmenes inyectados por tipo de recurso y sus respectivas
variaciones respecto al año 2004, de donde se destaca que el crecimiento en la demanda, fue
cubierto básicamente con recurso hídrico, considerando que el volumen de inyecciones para este
recurso refleja un crecimiento de 20.6% y las inyecciones para las fuentes geotérmica y térmica
reflejan incrementos de 3.6% y 0.4%, respectivamente.
Cuadro Nº 3
INYECCIONES POR TIPO DE RECURSO
GWh
La estructura de la generación neta total por tipo de recurso, que se presenta en la Gráfica Nº 1,
nos refleja que durante el año 2005 el 38.4% de la demanda en el mercado mayorista fue cubierta
mediante generación térmica, el 35.0% con hidráulica, el 20.6% con geotérmica y 6.0% con
importaciones netas.
Gráfica Nº 1
ESTRUCTURA DE GENERACIÓN NETA POR RECURSO
2005
No obstante se reporta una disminución en la cuota de participación de la generación con recurso
térmico, ésta sigue siendo la fuente con mayor participación (38.4%). Por su parte la cuota de
generación con recurso hidroeléctrico se ha aumentado de 30.5% en el año 2004 a 35.0% en el
2005. Asimismo, la contribución del recurso geotérmico es de 20.6%, tres décimas inferior a lo
Recursos
2004
2005
Var. %
Hidroeléctrico
1,382.6
1,667.0
20.6
Geotérmico
948.1
982.1
3.6
Térmico
1,825.1
1,831.6
0.4
Importacines netas
382.4
284.3
-25.7
Total inyecciones
4,538.2
4,765.0
5.0
Fuente: Unidad de Transacciones
Hidro
35.0%
Geo
20.6%
Térm
38.4%
Import netas
6.0%
Tal como se refleja en el cuadro Nº 4, el volumen de exportaciones alcanzó un nivel de 37.8
GWh reportando una reducción de 54.8% respecto al volumen registrado en el 2004 que fue de
83.67 GWh. Los principales exportadores fueron: CEL, quien exportó el 41.5%; Duke
Comercializadora el 6.3%, Mercados Eléctricos 5.7%; estas empresas concentraron el 53.5% del
volumen exportado. Las desviaciones constituyeron el 42.3%.
Si observamos el volumen y la estructura de las importaciones de energía eléctrica, éstas
reportaron un valor de 322.1 GWh, de los cuales el 94% provenían de la interconexión con
Guatemala y 6% de la interconexión con Honduras. Asimismo, se puede observar que los
principales importadores son Excelergy (28.8%), CEL (19.2%), ORIGEM (15.5%), DELSUR
(12.2%) y El Paso (6.5%). En conjunto estos operadores concentraron el 82.2% de las
importaciones totales de energía. Asimismo, la Unidad de Transacciones reporta desviaciones de
18.6 GWh.
Cuadro Nº 4
ESTRUCTURA DE LAS EXPORTACIONES E IMPORTACIONES POR OPERADOR
2005
2.2.2 Sistema de Transmisión
La Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL), es la responsable del
mantenimiento y expansión del sistema de transmisión nacional, incluyendo las líneas de
interconexión con Guatemala y Honduras.
A diciembre de 2005, el sistema de transmisión en El Salvador estaba compuesto por 36 líneas
de 115 kV, que tienen una longitud total de 1,021.52 kms, y 23 subestaciones de potencia y dos
líneas de 230 kV que interconectan el sistema de transmisión de El Salvador con el de
Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 kms y
hacia Honduras es de 92.9 kms, longitudes que corresponden al tramo que pertenece a El
Salvador.
Operador
Volumen GWh
Estructura
Volumen GWh
Estructura
DELSUR
39.3
12.2%
CLESA
9.2
2.8%
EXCELERGY
0.3
0.7%
92.7
28.8%
EL PASO
15.7
41.5%
20.9
6.5%
DUKE
0.2
0.5%
4.7
1.5%
LAGEO
0.0
0.1%
6.9
2.1%
CEL
0.9
2.4%
61.8
19.2%
MERCELEC
2.1
5.7%
15.2
4.7%
ORIGEM
50.1
15.5%
DUKE-COMERC.
2.4
6.3%
1.0
0.3%
POLIWATT
0.2
0.6%
0.3
0.1%
DESVIOS
16.0
42.3%
18.6
5.8%
Emergencia
1.6
0.5%
Total
37.8
100.0%
322.1
100%
Fuente: Unidad de Transacciones
En la Gráfica Nº 2, se muestra el comportamiento de las pérdidas de Transmisión durante los
años 2004 y 2005; el porcentaje promedio durante el año 2005 fue de 1.8%, nivel que representa
el mismo valor promedio observado en el año 2004. El mayor nivel de pérdidas fue de 2.0% y se
presentó en el mes de abril. Además, puede observarse que únicamente en los meses de abril,
mayo, agosto y septiembre, las perdidas de transmisión superan las observadas para los mismos
meses en el año 2004.
Gráfica Nº 2
PORCENTAJE DE PERDIDAS EN TRANSMISIÓN
2004 – 2005
El número de interrupciones registradas, incluyendo las líneas de interconexión y los
mantenimientos programados fueron 2,625, lo que refleja una mínima reducción de 0.5%
respecto a las 2,637 interrupciones reportadas en el año 2004. Cabe destacar que del total de
interrupciones señaladas anteriormente, 1,967, es decir el 74.9%, se presentaron en los circuitos
de 46 kV, el 9.6% se registraron en las líneas de 115 kV, 9.1% en los circuitos de 34.5 kV, 5.1%
en los circuitos de 23 kV y 1.2% en las líneas de interconexión. En el cuadro siguiente, se detalla
el número de interrupciones ocurridas en el 2004 y 2005.
Cuadro Nº 5
NUMERO DE INTERRUPCIONES POR MOTIVO
2004 - 2005
1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 % d e p é rd id a s 2004 1.9 2.0 2.0 1.8 1.7 1.9 2.0 1.7 1.5 1.6 1.7 1.8 2005 1.9 1.9 1.9 2.0 1.9 1.7 1.8 1.9 1.8 1.6 1.7 1.7 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sept. Oct. Nov. Dic.FUENTE: UNIDAD DE TRANSACCIONES
