Informativo Nº02 - Ministerio de Energía y Minas

Ministerio de Energía y Minas
Dirección General de Electricidad
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SE PROMOVERÁ CONSTRUCCIÓN DE HIDROELÉCTRICAS Y LA OFERTA PREVISTA
ESTÁ ASEGURADA PARA ATENDER DEMANDA DE CRECIMIENTO ECONÓMICO
Contenido
Editorial
Indicadores del mercado eléctrico...........................................Pág 2
Objetivo central de la política del
subsector electricidad …..… Pág. 3
Parque de generación de energía
hidroeléctrica ……………......Pág 4
Aspectos relevantes del mercado de
energía eléctrica - Enero –Febrero
2012................................. Pág.5 - 6
Comportamiento hidrológico para
generar energía ..................... Pág.7
Consumo de gas natural, en el
sector eléctrico ………..……..Pág. 8
Noticias del subsector eléctrico ............................................. Pág.9
Misceláneas
en
………….………………..….
energía
Pág 10
Visite la pagina web del MEM
http://www.minem.gob.pe/
.................................................Pág.10
El Ministro de Energía y Minas, Jorge Merino Tafur, manifestó que el tema de seguridad
energética en el país está cubierto y que se está apuntando ahora a promover la construcción de
1
nuevas centrales hidroenergéticas para atender la demanda de nuestro crecimiento económico
que es del orden del 6,7%.
Con relación a la información oficial disponible en esta Dirección General de Electricidad, las
inversiones en generación de electricidad superarán los 5 000 millones de dólares hasta el año
2016 y que su ejecución hasta este año permitirá generar 4,3 gigavatios (GW)
aproximadamente. Esto permitirá atender la demanda de electricidad de acuerdo al crecimiento
económico del país.
Del total de energía que se va a obtener, 1,4 GW será en centrales hidroeléctricas nuevas, 1,37
GW en centrales térmicas a gas de ciclo combinado, 0,8 GW de reserva fría y 0,6 GW en
energías renovables.
Al respecto, el ingreso de la cuarta unidad de la Central Térmica Kallpa (una turbina a vapor de
292 MW, con la cual completa su ciclo combinado) está registrado para octubre de 2012, y para
diciembre de este año se espera la entrada en operación de la CT Chilca (596 MW).
Asimismo, están considerados tres proyectos adjudicados de reserva fría (800 MW) que deben
entrar en operación comercial a más tardar el año 2013. En setiembre de 2013 se prevé también
el ingreso de la Central Térmica Santo Domingo de los Olleros (196 MW).
En el 2015 operará la Central Hidroeléctrica Cheves (168 MW), la CH Quitaracsa (112 MW) y
la CH Pucará (149 MW). Asimismo, se estima para el año 2015 la operación de la CH Santa
Teresa (90 MW). Finalmente, las centrales hidroeléctricas Chaglla (409 MW) y Cerro del
Aguila (402 MW) deben entrar en operación comercial el 2016.
Con relación a la infraestructura del sistema de transmisión, Proinversión ha comprometido la
ejecución de 2 561 km de nuevas líneas de transmisión en 500 kV y de 1 482 km de nuevas
líneas de transmisión en 220 kV, respectivamente, por un monto total de US$ 1029,9 millones,
las mismas que entrarán en operación a finales del 2013.
DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD
Mediante una Resolución Suprema, el Poder
Ejecutivo aprobó la transferencia de la concesión
definitiva que, para desarrollar la actividad de
generación de energía eléctrica en la central
hidroeléctrica Santa Teresa, efectúa la Empresa de
Generación Eléctrica Machupicchu a favor de Luz
del Sur.
EGEMSA y Luz del Sur presentaron a la Dirección
General de Electricidad el Contrato de Cesión de
Posición Contractual de fecha 28 de noviembre de
2011, mediante el cual la primera transfiere a favor
de la segunda la concesión definitiva de generación.
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NP-MINEM -105-12
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I N D I C A DOR E S DE L ME R C A D O EL É C T R IC O
I- INCREMENTOS DE VARIABLES OPERATIVAS ENERO – FEBRERO 2007 - 2012
I.1
Máxima Demanda del COES-SEIN
Figura N° 1
Máxima Demanda enero-febrero 2007 - 2012
6 000
1 000
6,0% 4,9%
4 863
4 350
3 647
4 009
2 000
6,9% 7,4%
4 290
4 091
3 000
4 105
3 983
4 000
4,9% 6,0%
4 900
2,4%
2,7%
11,0% 9,9%
4 586
5 000
4 670
MW
3 589
En la Figura Nº 1 se muestra el comportamiento de la
máxima demanda -MD de los meses de enero y febrero
del periodo 2007 – 2012. En enero 2012 la MD creció
6,0% más que en enero 2011; mientras en el mes de
febrero aumentó 4,9% con relación a la MD del periodo
similar del año anterior .
0
I.2
Feb-07
Feb-08
Feb-09
Feb-10
Feb-11
Feb-12
Ene-07
Ene-08
Ene-09
Ene-10
Ene-11
Ene-12
Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional
Figura N° 2
Producción de energía del mercado eléctrico
Enero - Febrero
2007 - 2012
1000
2039
1967
1861
1686
1703
1819
1872
1747
1838
1644
1500
1,0%
3,5%
3,9%
5,0%
1788
6,2%
14,7%
13,1%
11,0%
22,0%
992
1098
*
1017
900
862
717
784
696
643
468
488
500
1130
37,5%
0
Feb-07
Feb-08
Feb-09
Feb-10
Feb-11
Feb-12
Ene-07
Ene-08
Ene-09
Ene-10
Ene-11
Ene-12
Hidro-Ene
Hidro-Feb
Venta de energíaa cliente final
Termo-Ene
Termo-Feb
Figura N° 3
Venta de energía a cliente final
Enero - Febrero
2007-2012
1 800
1 600
9,0%
6,0%
4,9%
1 400
4,8%
11,6%
2,4%
1,7%
1 201
1 547
1 526
*
1 119
*
1 443
1 461
1 146
1 056
1 320
1 336
969
1 026
1 267
1 243
930
1 009
1 212
1 188
985
978
1 098
903
839
800
1 091
9,1%
1 000
600
4,2%
16,6%
1 200
G W.h
El comportamiento de las ventas de energía en el periodo
2007 – 2012 se visualiza en la Figura Nº 3, donde las
ventas a clientes libres en enero 2012 creció 4,8% con
relación a las correspondientes a enero 2011; y en
febrero 2012 dichas ventas aumentaron 6% más que las
realizadas en febrero del 2011.
2,3%
1857
*
2,8%
* Valor preliminar
I.3
3,7%
5,7%
1,8%
2000
GW.h
En el periodo 2007 – 1012, según se grafica en la
Figura Nº 2, la generación hidroeléctrica y térmica de los
meses de enero y febrero se observó lo siguiente: la
producción hidroeléctrica en enero 2012 fue 3,7% mayor
al mismo indicador del 2011; y en febrero aumentó 3,9%
respecto a la generación de febrero 2011. Asimismo, la
generación térmica de enero 2012 aumentó 11,0%
comparado con la energía térmica generada en enero
2011; y al comparar la generación térmica de febrero
2011 y febrero 2012, se incrementó 10,7%.
Feb-07
Feb-08
Feb-09
Feb-10
Feb-11
Feb-12
Ene-07
Ene-08
Ene-09
Ene-10
Ene-11
Ene-12
400
200
0
* Valor preliminar
2
Libre-Ene
Libre-Feb
Regulado-Ene
Regulado-Feb
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II. LINEAMIENTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA: OBJETIVO CENTRAL DE LA POL ÍTICA DEL SUBSECTOR
ELECTRICIDAD 2
"Garantizar el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía, que demanda el crecimiento y desarrollo socioeconómico". Entendamos por
energía tanto la electricidad como los hidrocarburos (petróleo, diesel, residual, GLP, gas natural, etc).
Con relación al objetivo central de la política del subsector, en la Figura Nº 4 se representa las características de dos estrategias relevantes que
nos permitirá lograr nuestro objetivo central. Una de las prioridades que tenemos como país, es incrementar nuestra seguridad energética, para
ello, se debe prever acciones concretas (1) brindar más confiabilidad a nuestros suministros energéticos, restituyendo en el caso de la oferta
eléctrica el margen de reserva operativo; (2) en una segunda etapa generar la energía para el mercado interno con recursos energéticos propios,
es decir, al conseguir nuestra autosuficiencia -esta es la corriente actual en todos los países- y (3) lograr en los tratados comerciales o acuerdos
internacionales que los recursos destinados a energía sean de prioridad para el mercado interno, es decir, la política se ciñe a una prelación
interna.
Se han realizado avances en el seno de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) en temas de armonización de los marcos regulatorios,
estamos ad portas de aprobar el Reglamento de Interconexiones Internacionales en el marco de la Decisión CAN 757. Es decir, con este
reglamento que está concordado con Ecuador y Colombia regirá los contratos bilaterales entre Perú - Ecuador o Perú Colombia.
Otra prioridad es la Planificación Energética, con un enfoque de desarrollo sostenible, para garantizar el abastecimiento de la demanda interna
y promover que las inversiones en proyectos se ejecuten con criterios de sostenibilidad económico, social y ambiental.
Figura N° 4
A) LA SEGURIDAD ENERGÉTICA
INCREMENTAR LA SEGURIDAD ENERGÉ
ENERGÉTICA
1
2
3
CONFIABILIDAD DEL
AUTOSUFICIENCIA
PRELACION INTERNA
Abastecimiento La oferta de energía en el Recursos para prioridad oportuno y con mercado interno a partir del mercado interno
adecuados márgenes de los recursos propios de reserva
del país SUMINISTRO
B) LA PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA
2
Fuente: Exposición del Director General de Electricidad – marzo 2012.
3
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III.
PARQUE DE GENERACIÓN DE ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS DE CENT RALES HIDROELÉCTRICAS
DEL COES SEIN
Las p r i n c i p a l e s c e n t r a l e s h i d r o e l é c t r i c a s q u e p e r t e n e c e n a l S i s t e m a E l é c t r i c o I n t e r c o n e c t a d o N a c i o n a l ( C O E S SEIN), representan una potencia efectiva de 3 115,7 MW, según s e aprecia en la Figura Nº 5, este parque
hidroeléctrico según su tecnología, las centrales cuentan con 6 3 unidades con turbinas Pelton (potencia
efectiva asociada: 2 648,5 MW); 43 unidades con turbinas Franci s (449,9 MW), 03 unidades con turbinas
Kaplan y, 02 unidades con turbinas Turgo.
En l a c i t a d a f i g u r a t a m b i é n s e m u e s t r a o t r a s c a r a c t e r í s t i c a s c o m o e l c a u d a l m á x i m o d e a g u a q u e d e s p l a z a l a
turbina y por consiguiente se de talla el factor de producción MW/m3/seg.
Figura N° 5
CENTRALES HIDROELECTRICAS
Turbinas
Empresa
Tipo de
N° de Potencia Efectiva
Turbina Unidades Asociada(MW)
43
63
3
2
Francis
Pelton
Kaplan
Turgo
449,89
2648,50
15,71
1,66
3115,76
Total (MW)
Kaplan; 0,5%
Turgo; 0,1%
Francis; 14,4%
Pelton; 85,0%
Fuente: COES – SEIN – 2011
Elaboración: MEM/DGE/EPE
Central
SN POWER
CAHUA
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
SN POWER
EDEGEL
EDEGEL
EDEGEL
EDEGEL
EDEGEL
EGENOR
EGENOR
EGENOR
EGENOR
ELECTROPERU
ELECTROPERU
EGASA
EGASA
EGASA
EGASA
EGASA
EGASA
EGEMSA
SAN GABAN
EGESUR
EGESUR
ENERSUR
SOC.MIN.CORONA
SANTA CRUZ
SANTA CRUZ
CHINANGO
CHINANGO
GEPSA
CELEPSA
MAJA ENERGÍA
SINERSA
ELÉCTRICA
SANTA ROSA
AGUAS Y ENERGIA
Total
PARIAC
GALLITO CIEGO
SAN ANTONIO
SAN IGNACIO
HUAYLLACHO
MISAPUQUIO
MALPASO
OROYA
PACHACHACA
YAUPI
HUINCO
MATUCANA
CALLAHUANCA
MOYOPAMPA
HUAMPANI
CARHUAQUERO
CARHUAQUERO IV
CAÑA BRAVA
CAÑON DEL PATO
MANTARO
RESTITUCION
CHARCANI 1
CHARCANI 2
CHARCANI 3
CHARCANI 4
CHARCANI 5
CHARCANI 6
MACHUPICCHU
SAN GABAN II
ARICOTA 1
ARICOTA 2
YUNCAN
HUANCHOR
SANTA CRUZ I
SANTA CRUZ II
YANANGO
CHIMAY
LA JOYA
PLATANAL
RONCADOR
POECHOS II
Potencia
Efectiva
(MW)
FACTOR DE
PRODUCCION
MW/m3/seg
43,11
1,89
4,95
38,15
0,58
0,42
0,19
3,87
48,02
9,48
9,65
112,68
247,34
128,58
80,43
66,13
30,18
95,11
9,98
5,71
263,49
670,66
215,36
1,73
0,60
4,58
15,30
144,62
8,95
88,80
113,10
22,50
12,40
136,76
19,63
6,96
7,42
42,61
150,90
9,60
217,38
3,48
10,00
2,05
0,85
CAUDAL
MAXIMO
m3/seg
22,86
Tipo de Turbina
Francis
N° de
Unidades
2
%
14,4%
85,0%
0,5%
0,1%
100,0%
4
PURMACANA
PIAS 1
1,79
12,60
3115,77
1,93
0,68
1,47
1,47
4,24
9,89
8,20
3,66
3,70
1,63
4,09
3,99
0,30
3,39
6,32
2,10
0,21
0,10
0,46
1,02
5,92
0,60
3,02
5,94
4,89
2,70
4,62
1,79
0,90
2,13
1,84
1,18
5,35
0,42
0,33
0,42
2,10
2,42 Francis y Turgo
44,82
Francis
2,90
Francis
2,50
Francis
0,20
Pelton
2,00
Pelton
70,97
Francis
6,45
Pelton
6,56
Pelton
26,01
Pelton
25,08
Pelton
15,37
Pelton
21,97
Pelton
17,88
Pelton
18,52
Francis
23,25
Pelton
2,50
Pelton
19,03
Kaplan
77,82
Pelton
106,14
Pelton
102,70
Pelton
10,00
Francis
4,80
Francis
8,51
Francis
15,00
Francis
24,90
Pelton
15,00
Francis
29,45
Pelton
19,03
Pelton
4,60
Pelton
4,60
Pelton
29,57
Pelton
10,08
Francis
3,50
Francis
4,00
Francis
20,00
Francis
82,06
Francis
8,50
Francis
40,64
Pelton
8,29
Francis
30,00
Kaplan
3,50
6,00
Francis
Francis
4 y 2
2
1
1
1
2
4
3
3
5
4
2
4
3
2
3
1
1
6
3
7
2
3
2
3
3
1
3
2
2
1
3
2
2
2
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2
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2
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IV.
IV.1
ASPECTOS RELEVANTES SOBRE EL MERCADO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
Balance oferta demanda
En el periodo Enero 2011 - Febrero 2012 del balance oferta - demanda, se ha registrado un incremento de la oferta en 0,3%, mientras la
máxima demanda de potencia a febrero 2012 fue 4,9% mayor al indicador similar del año 2011. En este contexto, el balance nos muestra
que el margen de reserva – MR decreció de 42,2% a 33,6%, tal como se puede observar en el grafico Nº 6
Figura Nº 6
42,2%
33,5%
Balance Oferta - Demanda enero 2011- febrero 2012 del SEIN
7 000
45,0%
6 540
6 523
40,0%
6 000
35,0%
5 000
4 586
4 863
4 900
MW
30,0%
4 000
25,0%
3 000
20,0%
%
15,0%
2 000
10,0%
1000
5,0%
0
0,0%
Ene-11
Feb-11
M ar-11
A br-11
M ay-11
Jun-11
Jul-11
Demanda (MW)
IV.2
A go -11
Sep-11
Oct-11
Oferta (MW)
No v-11
Dic-11
Ene-12
Feb-12
MR (%)
Costo Marginal y la Tarifa e n Barra de diciembre 2011
En el mes de febrero 2012 el costo marginal promedio mensual del SEIN fue 11,3% mayor que el mes anterior, y llegó a 23,28
dólares por Megavatio-hora (2,32 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra aumentó 0,5% respecto al mes de
enero 2012 con un valor de 35,35 dólares por Megavatio-hora (3,53 cent$/kW.h). En la Figura N° 7, se observa el comportamiento
mensual que mantienen los citados indicadores.
Figura N° 7
Evolución mensual del Costo Marginal y Precio de Barra de Energía Activa Mensual SEIN
Costo Equivalente Barra Santa Rosa
Mes
Costo Marginal
(US$/MW.h)
Precio en Barra
(US$/MW.h)
Dic-11
Ene-12
Feb-12
21,57
20,92
23,28
35,07
35,16
35,35
250
CMg Pomedio
Corto Plazo
Mensual
200
US$/MW
.h
Precio en Barra de Energía Activa
150
100
5
Dic
Feb
Ene
Oct
Nov
Jul
Sep
Jun
2011
Ago
Abr
Mar
May
Dic
Feb
Ene
Oct
Nov
Jul
Sep
Jun
2010
Ago
Abr
Mar
May
Dic
Feb
Ene
Oct
Nov
Jul
Set
Ago
Jun
2009
M ESES
Fuente: COES - SINAC - marzo 2012
Elaboración: MEM/DGE/EPE
Abr
Mar
2008
May
Dic
Feb
Ene
Oct
Nov
Jul
Sep
Jun
Ago
Abr
Mar
May
Dic
Feb
Oct
Ene
Nov
Jul
Set
Jun
2007
Ago
Abr
May
Dic
Mar
Feb
Ene
Oct
Nov
Jul
Sep
Jun
2006
Ago
Abr
May
Ene
Mar
0
Feb
50
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IV.3
Producción de electricidad por fuente de energía y la participación del gas natural en el mercado eléctrico
Figura N° 8
En el 2011, el COES SINAC generó para el mercado eléctrico
35 301,9 GW.h, 8,6% mayor al generado el año 2010. Dicha
producción tiene la siguiente participación por fuente,del total, el
57,8% se generó co hidroenergía, 38,1 % con gas natural, 2,1%
con carbón mineral, 1,8% con diesel y residual y, 0,2% con
bagazo, como se muestra en la Figura Nº 8
Generación de energía por fuente al 2011
Mercado Eléctrico
Carbón
2,1%
Diesel y residual
1,8%
Las centrales que generan energía con gas natural para el
mercado eléctrico y, están integrados al COES – SINAC son las
siguientes: CT Aguaytia - Termoselva (202,6 MW), CT Malacas
- EEPSA (159,3 MW), CT Ventanilla - Edegel (524 MW), CT
Santa Rosa - Edegel (348,1 MW) C.T. Chilca1- Enersur (559,8
MW), C.T. Kallpa (602,3 MW), C.T. Oquendo – SDF Energía
(38,9 MW), CT Las Flores – Egenor (192,5 MW), CT Pisco–
Egasa (74,8 MW), CT Independencia – Egesur (22,9 MW).
Bagazo
0,2%
Gas Natural
38,1%
Hidroenergía
57,8%
TOTAL COES-SINAC 2011: 35 301,87 GW.h
Figura N° 9
Al año 2011, la capacidad instalada térmica a gas natural alcanzó 2
721,3 MW, que representa el 31,2% del total disponible a nivel
nacional. Entre las centrales térmicas operativas a gas natural de
mayor capacidad instalada, la CT Ventanilla, cuenta con dos
grupos turbo gas y uno turbo vapor –ciclo combinado, mientras la
CT Kallpa y CT Chilca1 serán convertidas a ciclo combinado hasta
fines de 2012.
Potencia Instalada Térmica a Gas Natural - 2011
700
602,3
600
T o ta l P o tenc ia T é rmic a a Ga s N atura l:
2 7 2 1,3 M W
Del to tal, el 86,8% utiliza el gas natural de Camisea
559,8
524,1
(M W )
500
400
348,1
300
202,64
192,5
200
En la Figura Nº 9 se graficó la capacidad instalada de las centrales
a gas natural que según su procedencia, del total, el 86,8% utiliza
el gas natural de Camisea, y el complemento corresponde al gas de
aguaytia (CT Aguaytía) y del norte (CT Malacas).
155,3
74,8
100
38,9
22,9
en
cia
sc
o
CT
In
de
pe
CT
nd
Pi
re
s
s
La
qu
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CT
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al
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C.
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C.
T
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lp
1
lca
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Ro
St
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C.
C.
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M
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C.
C.
T
al
ac
ay
t ia
gu
.A
C.
T
illa
0
En la figura Nº 10, se muestra la estructura de la producción de electricidad por fuente en el año 2004 antes de utilizar el gas de Camisea, como se
observa el recurso hídrico es el principal con una participación de 76,2%, seguido del gas natural (GN) con 10,2%, y el diesel-residual con una
participación de 9,1%. Al 2011, la situación de dependencia con los combustibles fósiles como el diesel es mínima, su utilización para la
generación con diesel se redujo de 9,1% a 1,8% por sustitución del gas natural de Camisea que permitió un incremento de la generación con GN
de 10,2% a 38,1% y por consiguiente la participación de la generación hidroeléctrica bajó de 76,2% a 57,8%.
Por consiguiente, con la diversificación de la matriz energética, el impulso de las energías renovables y las mejoras de la infraestructura en
generación y transmisión de manera progresiva y sostenible; el abastecimiento eléctrico es más confiable, dado que los riesgos por el factor
climatológico y la disponibilidad hídrica se han reducido, porque tenemos otras alternativas .
Figura N° 10: Estructura de la producción por fuente 2004 - 2011
100%
90%
Carbón
2,1%
Diesel y residual
1,8%
4,5%
9,1%
80%
70%
Hidro
57,8%
60%
50%
Hidro
76,2%
40%
30%
20%
GN:38,1%
10%
GN:10,2%
Elaboración: MEM/DGE/EPE
0%
2004
2011
6
Ministerio de Energía y Minas
D i r e c c i ó n G e n e r aFuente:
l dMEM/DGE/EPE
e Electricidad
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°2 1 M
V.
RECURSOS ENERGÉTICOS
V.1. COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO PARA GENERAR ENERGIA ELÉCTRICA
En la Figura N°11, se observa que los caudales de los ríos: Mantaro, Chancay, Tulumayo, Tarma, Aricota, y Chili, han
aumentado con relación al mes de diciembre del año 2010.
Figura N°11
Comparación de caudales promedio mensual
Febrero 2011 vs Febrero 2012
680
640
600
560
520
metros 480
cubicos 440
por seg. 400
360
320
280
240
200
160
120
80
40
0
Feb-11
Feb-12
27,8%
10,1%
9,9%
40,3%
>100,0%
13,1%
17,0%
19,7%
0,6%
3,6%
0,9%
52.2%
G
ab
an
Pa
uc
ar
ta
m
bo
Sa
n
Vi
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ot
a
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Sa
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C
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ay
S
an
ta
Pa
tiv
ilc
a
M
an
ta
ro
0,0%
Fuente: COES-SINAC –febrero 2012
En la Figura N° 12 se muestra las variaciones de los volúmenes útiles de las lagunas y embalses, en millones de metros cúbicos,
que abastecen a las centrales hidroeléctricas. En el mes de diciembre se registraron incrementos en las Lagunas Santa Eulalia,
Aricota, Aguada Blanca, P. El Fraile, presa El Pañe, laguna Sibinacocha, embalses Mantaro, y embalse Pillones.
Figura N°12
Comparación de volúmenes útiles en lagunas del SEIN
Febrero 2011 - Febrero 2012
0,0%
Feb-11
Feb-12
29,2%
7,9%
10,9%
24,3%
1,3%
40,4%
43,6% 25,0%
5,8%
3,8%
40,7%
Ju
ni
Sa
n
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a
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P.
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r
es
P
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ne
s
3,8%
La
go
M illones
de met ros
cubicos
375
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
Fuente: COES-SINAC – febrero 2012
7
4,6%
Ministerio de Energía y Minas
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V. 2 CONSUMO DE GAS NATURAL EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA
Figura N° 13
El consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica en el
mes de febrero del año 2011 alcanzó los 271,4 millones de metros
cúbicos – MMm3 (9 585,4 millones de pies cúbicos) y fue 11,2%
mayor respecto al mismo periodo del año anterior. El consumo
promedio diario ascendió a 330,5 millones de pies cúbicos.
Producción de energía eléctrica por fuente*
febrero 2011 - febrero 2012
GW.h
2 100
4,1%
1 800
1 500
Por otro lado, la producción de energía eléctrica con gas natural en el
mes de febrero alcanzó 1 054,1 GW.h, 23,5% mayor que la producción
del mismo periodo del año 2011 .
900
600
24,9%
300
En el mes de febrero, el indicador de Megavatios hora generados por
millón de pies cúbicos alcanzó 109,9.
En la Figura N° 13, se aprecian las variaciones de la producción con gas
natural, hidroenergía, diesel -residual y carbón bituminoso respecto al
mes de febrero del año 2011.
23,5%
1 200
0
92,2%
17,1%
Gas natural
Hidroenergía
Diesel y
residual
Carbón
Feb-11
853,2
1 736,2
48,3
61,1
5,8
Feb-12
1 054,1
1 807,1
36,2
4,8
6,8
Bagazo
*Inf ormación COES -Febrero 2012
Las contribuciones del gas natural, hidroenergía, diesel - residual y carbón para la generación de energía en febrero del año 2012 fueron 36,2%,
62,1%, 1,2%, y 0,2% respectivamente. Además, se tiene una participación de 0,2% de producción de energía con bagazo, según lo registrado por
el COES.
En la Figura N° 14 se muestra la evolución mensual del consumo de gas natural por cada central térmica desde enero 2006 a la fecha; y, en la Figura N°
15, se aprecia la evolución de la producción mensual de energía eléctrica de las centrales térmicas a gas: C.T. Ventanilla y Santa Rosa (Edegel),
Malacas (EEPSA), Aguaytía (Termoselva), Chilca1 (Enersur), Kallpa (Kallpa Generación), Oquendo (SDF Energía), Las Flores (Duke Energy S.A.), y
desde setiembre 2010, la CT Pisco (Egasa) y la CT Independencia (Egesur).
Figura N° 14
Fuente: MEM/DGE/DPE, COES – SINAC
Consumo mensual de Gas Natural para producción de Energía Eléctrica
C.T. Oquendo (Cam isea)
400 000
C.T. Santa Rosa (Camisea)
350 000
10 3 m etro s cú bico s
C.T. Kallpa (Camisea)
C.T. Chilca1 (Cam isea)
300 000
250 000
200 000
C.T. Malacas
150 000
100 000
C.T. Ventanilla (Camisea)
50 000
C.T. Aguaytía
Ene-06
Feb-06
Mar-06
Abr-06
May-06
Jun-06
Jul-06
Ago-06
Sep-06
O ct-06
Nov-06
Dic-06
Ene-07
Feb-07
Mar-07
Abr-07
May-07
Jun-07
Jul-07
Ago-07
Sep-07
O ct-07
Nov-07
Dic-07
Ene-08
Feb-08
Mar-08
Abr-08
May-08
Jun-08
Jul-08
Ago-08
Sep-08
O ct-08
Nov-08
Dic-08
Ene-09
Feb-09
Mar-09
Abr-09
May-09
Jun-09
Jul-09
Ago-09
Sep-09
O ct-09
Nov-09
Dic-09
Ene-10
Feb-10
Mar-10
Abr-10
May-10
Jun-10
Jul-10
Ago-10
Sep-10
O ct-10
Nov-10
Dic-10
Ene-11
Feb-11
Mar-11
Abr-11
May-11
Jun-11
Jul-11
Ago-11
Sep-11
O ct-11
Nov-11
Dic-11
Ene-12
Feb-12
-
C.T. Aguaytia
C.T. Kallpa
C.T. Malacas
CT Oquendo
C.T.Ventanilla
CT.Las Flores
C.T. Sta Rosa
CT Pisco
C.T. Chilca1
CT Independencia
Feb-12
Consumo GN
MMm3 GN
C.T. Aguaytia
11,09
C.T. Malacas
12,10
C.T.Ventanilla
40,45
C.T. Sta Rosa
30,41
C.T. Chilca1
55,73
C.T. Kallpa
91,80
C.T. Oquendo
5,58
CT.Las Flores
13,97
CT Pisco
8,15
CT Independencia
2,13
Total febrero - 12
271,42
Figura N° 15
Producción mensual de Energía Eléctrica con Gas Natural
C.T. Oquendo (Camisea)
C.T. Kallpa (Camisea)
1400000
C.T. Chilca1 (Camisea)
1200000
C.T. Santa Rosa (Camisea)
1000000
800000
600000
C.T. Malacas
400000
C.T. Ventanilla (Camisea)
200000
C.T. Aguaytía
Ene-06
Feb-06
Mar-06
Abr-06
May-06
Jun-06
Jul-06
Ago-06
Sep-06
Oct-06
Nov-06
Dic-06
Ene-07
Feb-07
Mar-07
Abr-07
May-07
Jun-07
Jul-07
Ago-07
Sep-07
Oct-07
Nov-07
Dic-07
Ene-08
Feb-08
Mar-08
Abr-08
May-08
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Sep-08
Oct-08
Nov-08
Dic-08
Ene-09
Feb-09
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Sep-09
Oct-09
Nov-09
Dic-09
Ene-10
Feb-10
Mar-10
Abr-10
May-10
Jun-10
Jul-10
Ago-10
Sep-10
Oct-10
Nov-10
Dic-10
Ene-11
Feb-11
Mar-11
Abr-11
May-11
Jun-11
Jul-11
Ago-11
Sep-11
Oct-11
Nov-11
Dic-11
Ene-12
Feb-12
0
C.T. Aguaytia
C.T. Kallpa
C.T. Malacas
C.T. Oquendo
C.T.Ventanilla
CT.Las Flores
C.T. Sta Rosa
CT Pisco
8
C.T. Chilca1
CT Independencia
Feb-12
Producción con GN
GW.h
C.T. Aguaytia
28,62
C.T. Malacas
34,70
C.T.Ventanilla
156,72
C.T. Sta Rosa
110,25
C.T. Chilca1
291,15
C.T. Kallpa
330,52
C.T. Oquendo
19,57
CT.Las Flores
49,16
CT Pisco
24,32
CT Independencia
9,08
Total febrero - 12
1 054,09
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‧Avance sostenido en las opciones de interconexión eléctrica regional:
el objeto es llegar a una integración sistémica donde los agentes
establezcan libremente contratos de energía, fomentando una operación
conjunta confiable, y mejorando las condiciones para los consumidores
de energía eléctrica en los países de la región. (Estrategia, 29/2/2012)
VI. N O T IC IA S D E L SEC T OR E N E R G Í A
ARGENTINA
Intenta el Gobierno importar gas por barco sin gastar dólares
Ante la necesidad de cuidar las divisas que arroja el superávit
comercial, el Gobierno busca la forma de pagar las importaciones
energéticas gastando la menor cantidad posible de dólares. Rebajas en
los precios, pagos en pesos y compensación "en especies" son algunas
de las vías que comenzó a explorar Enarsa, la empresa estatal de
energía, con las proveedoras del gas natural licuado (GNL) que llega
por barco a las terminales regasificadoras de Bahía Blanca y Escobar.
En 2011, el país contrató medio centenar de embarques, a un costo
cercano a los 2800 millones de dólares, para cubrir cerca del 8% de la
demanda interna de gas. Pero este año el objetivo es traer 80 barcos, a
un costo que -según los precios actuales- podría superar los 4000
millones de dólares. Voceros de Enarsa confirmaron que la idea es que
"una parte [del GNL] se pague con biodiésel" y anticiparon que las
empresas ya se mostraron "interesadas" en el arreglo. Ayer, un cable de
la agencia británica Reuters citó una fuente vinculada con la
transacción, según la cual el brazo de comercialización de GNL del
banco de inversión estadounidense Morgan Stanley mantiene
conversaciones con Enarsa para renunciar a las tradicionales
transferencias en efectivo. Y agrega que el banco -que prevé entregar al
menos cinco embarques este año- una vez ya canjeó GNL por biodiésel
en 2009. (La Nación, 3/3/2012)
ECUADOR
Técnicos exploran nuevas reservas de gas
Ecuador podría tener nuevas reservas de gas natural en el Golfo de
Guayaquil y superar así más de seis veces a las actuales, al pasar de
0,25 a 1,7 trillones de pies cúbicos del carburante natural. Según
Francisco Rosero, gerente de Gas Natural de Petroecuador, las nuevas
reservas se encuentran en el bloque 6, donde actualmente Petroecuador
tiene instalada la plataforma y extrae 42 millones de pies cúbicos por
día en el campo Amistad, propiedad que pertenecía a la empresa
privada EDC. Todo el bloque 6 se revalorizaría al pasar de 580 millones
de dólares a 4.000 millones, si los técnicos comprueban la existencia de
estas nuevas reservas en los campos Amistad Norte y Santa Clara, a
unas 20 millas al norte de la plataforma. El titular declaró ante el medio
oficial Andes, que "este descubrimiento, con el trabajo que se realizó en
el 2011, de microsísmica y reinterpretación de las sísmicas 2D y 3D,
pudimos ubicar nuevas áreas que vamos a explorar". (Expreso,
13/3/2012)
PERÚ
CHILE
Futura Central Hidroeléctrica Runatullo II tendrá una
instalada de 19,1 Megavatios
Nuevo plan nacional de energía potencia hidroelectricidad y ERNC
El Presidente de la República, Sebastián Piñera, en compañía de los
titulares de Energía, Minería y Medio Ambiente, dio a conocer la
Estrategia Nacional de Energía para el período 2012-2030 en la Central
Chacayes, comuna de Machalí. En la oportunidad, el Mandatario se
refirió a los seis pilares en los que se centra dicha estrategia, recalcando
que se debe “dar un gran salto en materia de energías renovables no
convencionales＂, añadiendo que “Chile ha sido un país pobre en las
energías del pasado, no teníamos petróleo, no teníamos gas, pero somos
un país inmensamente rico en las energías del futuro＂. Aspectos
fundamentales de la iniciativa:
‧Eficiencia energética: se impulsará una política de reducción de
consumo para que al 2020 se pueda alcanzar una disminución del 12%
en la demanda de energía final proyectada para ese año.
‧Despegue de energías renovables no convencionales: se propone
licitación para incentivar el desarrollo de las ERNC, nueva
institucionalidad que busque impulsar estas energías y desarrollar
estrategias para cada una de ellas.
‧Rol de energías tradicionales en el futuro de la matriz energética: con
esto buscan un predominio en el recurso hídrico. Asimismo, el gas
licuado se debe reconocer como una alternativa cierta de suministro en
el futuro, promoviendo la exploración y el desarrollo de este tipo de
energía.
‧Nuevo enfoque de transmisión: importancia de la infraestructura de
transmisión eléctrica en el desarrollo energético.
‧Mercado eléctrico más competitivo: el mercado regulatorio buscará
fomentar y facilitar la entrada de nuevos actores al sistema.
potencia
Con una potencia instalada de 19,1 megavatios contará la futura Central
Hidroeléctrica Runatullo II, que utilizará los recursos hídricos del río
del mismo nombre y estará ubicada en los distritos de Mariscal Castilla
y Comas, de la provincia de Concepción, del departamento de Junín.
El Ministerio de Energía y Minas otorgó la concesión definitiva de
generación con recursos energéticos renovables a la Empresa de
Generación Eléctrica de Junín S.A.C., lo que permitirá hacer realidad
dicho proyecto. Fue mediante Resolución Ministerial Nº. 114-2012MEM/DM, firmada por el titular del Sector, Jorge Merino Tafur y que
se publicó en el diario oficial El Peruano.
La referida empresa presentó una declaración jurada de cumplimiento
de las normas técnicas y de conservación del medio ambiente y el
patrimonio cultural de la nación, de acuerdo a los requisitos señalados
en el artículo 38 del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones
Eléctricas.
Al aprobar el Contrato de Concesión Nº 395-2011 a suscribirse con la
Empresa de Generación Eléctrica de Junín S.A.C., el Ministerio
autorizó al Director General de Electricidad para suscribir, a nombre del
Estado, dicho contrato y la escritura pública correspondiente. (NPMINEM, 13/03/2012)
9
Ministerio de Energía y Minas
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VII.
M I S C E L A NE A S S OB R E E N E R GÍ A
NUEVAS TECNOLOGÍAS PARA GENERAR ENERGÍA ELÉCTRICA : ¿ QUÉ ES EL POWER TUBE?
El PowerTube es una tecnología patentada que utiliza el calor de la tierra para generar energía. Esta tecnología ha sido el resultado de 11 años de
investigación científica con la cobertura de Power Tube Inc. empresa ubicada en Texas cuyo presidente y fundador es el Dr. Doyle Brewington
creador del denominado “The Geomagmatic Argus A-1 Power Tube＂.
El Power Tube consiste en la instalación bajo tierra de un tubo de potencia de 60 metros de largo y 1,42 cm de diámetro. Éste puede ser usado en
cualquier parte del planeta que sostiene energía a base de subsuelo geo-magmático. Perú, por ser uno de los países que conforman el denominado
“Anillo del fuego del Pacifico＂ representa una gran oportunidad para aprovechar al máximo el potencial del Power Tube.
Funcionamiento
El Power Tube es un tubo sellado compuesto de circuitos y
líquidos en movimiento. Al principio el calor es obtenido del
fondo de la tierra por la parte denominada “Ascensor
Térmico＂ (Thermoriser); que está diseñado para bajar a
profundidades donde encuentre el calor necesario (148° C)
para que el “Tubo de potencia＂ funcione correctamente. El
generador eléctrico es de 10 000 RPM y solo necesita 110° C.
Figura Nº 1
La razón por la que la temperatura es mayor a la requerida para su funcionamiento, es la perdida de calor de una parte hacia otra. El calor del
“Ascensor Térmico＂ es transferido hacia el intercambiador, el cual contiene 6,600 pies de tubería en acero inoxidable, contiene Iso-Butano e IsoPentano que es un líquido gaseoso. Los tubos calientan el líquido que baja hasta el fondo del ascensor térmico y regresa hasta el “Intercambiador de
calor＂ completando el ciclo de intercambio de calor. La válvula de control se abre para dejar salir el gas a presión hacia la turbina que esta acoplado
al Generador que genera la electricidad. Observar la Figura Nº 1
Cuando el gas deja el “Turbo Generador＂ va al sistema de condensación patentado denominado “ Super Cooling Condenser Driver (SCCD) que
en vez de trabajar con un motor estándar este trabaja a base a sonido. Luego que el gas es enfriado es transferido al tanque de nivelación y de allí es
bombeado nuevamente al intercambiador de Térmico donde comienza el ciclo nuevamente.
Beneficios
En la superficie para una Tubo de potencia de 10 MW, solo se requiere una pequeña
fracción de terreno e infraestructura de 10m x 10m y 3m de altura; y no contamina
el aire, no usa agua, no contamina los acuíferos, no produce ruido y su instalación es
rápida. En la Figura Nº 2 se muestra la estructura de la superficie.
Figura Nº 2
El sistema es supervisado satelitalmente y corrigiendo errores vía remota, se necesita
muy poco personal para casos extremos en los cuales se necesite arrancar
nuevamente el sistema en solo 20 minutos. El sistema de sensores antisísmicos
protege al Power Tube apagándolo en caso de un sismo de 6.5 grados, para luego
analizar los daños y arrancar nuevamente el sistema generador.
El Power Tube Argus A-1 produce la energía limpia de fuente renovable más
económica del mundo, gracias a su alta tecnología, producción en serie y bajos
niveles de inversión. Estudios han demostrado una gran eficiencia en los tubos de 1
MW, 5 MW y 10 MW; pero se puede incrementar la potencia haciendo uso de más
de un tubo en un área de terreno determinada.
Este sistema de generación produce energía de forma constante las 24 horas del día los 365 días del año, gracias al calor constante de la tierra.
Fuente: www.powertubeperu.com
Página Web del MEM/DGE
™
™
™
™
™
™
Avance Estadística Eléctrica – Cifra mensual 2012
Comportamiento mensual del subsector eléctrico 2012
Evolución de Indicadores del subsector Electricidad Período 1995 – 2009
Informativos DGE – Año 2012
Estadística Eléctrica por Regiones 2010
Plegables de Generación , Transmisión y Distribución 2009 - 2010
Coordinación: Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica – Dirección General de Electricidad
Lima, marzo – abril 2012
http://www.minem.gob.pe/
10