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Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 SE APROBARON 03 CONCESIONES DEFINITIVAS CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES PARA PUNO Contenido Editorial Indicadores del mercado eléctrico...........................................Pág 2 Despacho de la máxima demanda por fuente y Costo marginal – Octubre- 2011………………… Pág. 3 Aspectos relevantes de la generación eléctrica - Octubre – 2011 …………………….........Pág 4 Producción de energía eléctrica por departamento....................... Pág.5 Comportamiento hidrológico para generar energía ..................... Pág.6 Consumo de gas natural, carbón y bagazo en el sector eléctrico......... ……………………………..…..Pág.7, 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 Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección General de Electricidad, luego de haber verificado y evaluado que la Generadora de Energía del Perú S.A. cumplió con todos los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas le otorgó tres concesiones definitivas para generar energía eléctrica en las futuras Centrales Hidroeléctricas, denominadas Ángel II, Ángel I y Ángel III, cada una de las cuales tendrá una potencia instalada de 19,95 megavatios y estarán ubicadas en el distrito de Ollachea , de la provincia de Carabaya, del departamento de Puno. Dichas centrales utilizarán los recursos hídricos del río Chiamayo, afluente del río San Gabán. Los tres estudios definitivos consideran la puesta en servicio de la CH Angel I, CH Angel II CH y Angel III, con una tensión de generación de 13,8 kV cuya energía generada será entregada al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN, en la subestación -SE San Gabán a través de una línea de transmisión de138 kV. Con relación a la evaluación ambiental es importante destacar que un aprovechamiento hidroeléctrico con potencia instalada menor de 20 MW no requiere la realización de un Estudio de Impacto Ambiental, solo es necesario desarrollar un Plan de Manejo Ambiental. Sin embargo la línea de transmisión 138 kV y subestaciones sí requiere la realización de un Estudio de Impacto Ambiental, que actualmente se viene desarrollando. La concesión definitiva de la futura CH Ángel II fue otorgada mediante Resolución Ministerial Nº 482-2011-MEM/DM, mientras las otras concesiones definitivas para la construcción de las centrales hidroeléctricas Ángel I y Ángel III fueron aprobadas mediante R.M. Nº 483-2011-MEM/DM y R.M. Nº 484-2011-MEM/DM, firmadas por el Ministro de Energía y Minas, publicadas en el diario oficial El Peruano. Asimismo, el Ministerio aprobó los tres Contratos de Concesión 1 que se suscribirán con Generadora de Energía del Perú S.A., cada uno de los cuales consta de 19 cláusulas y 4 anexos. El Director General de Electricidad, ingeniero Roberto Tamayo Pereyra, ha sido autorizado para suscribir, a nombre del Estado estos contratos de concesión. Generadora de Energía del Perú S.A. presentó dos de sus solicitudes de concesión definitiva de generación de energía eléctrica con fecha 05 de mayo del presente año y la tercera solicitud lo hizo con fecha 12 del mismo mes En los tres casos la peticionaria presentó una Declaración Jurada de cumplimiento de las normas técnicas y de conservación del medio ambiente, de acuerdo a los requisitos señalados en el artículo 38º de la Ley de Concesiones Eléctricas. En la actualidad, la empresa Generadora de Energía del Perú opera la Central Hidroeléctrica La Joya de 9,6 MW, en la Región Arequipa. DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD 1 NP Nº 673-11 1 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 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 2006 - 2011 I.1 Máxima Demanda del SEIN Figura N° 1 Máxima Demanda octubre 2006 - octubre 2011 7,3% 6 000 MW 9,1% 4 000 4 788 4 461 4 088 4 088 3 811 3 452 0,0% 7,3% 10,4% 5 000 3 000 2 000 1 000 0 Oct-06 Oct-07 Oct-08 Oct-09 Oct-10 Oct-11 Fuente: COES – SINAC I.2 Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional Figura N° 2 Producción de energía del mercado eléctrico Octubre - Noviembre 2006 - 2011 2000 9,5% 3,9% 5,1% 1,5% 1500 9,2% 7,0% 1,5% 8,9% 2,1% 23,3% 1617 GW.h 1605 1523 15311473 1500 1534 18,0% 34,4% 1624 1,8% 1509 7,5% 1,5% 1689 * 1487 1493 1000 1354 874 500 1363 * 1386 1048 935 1103 696 1490 1123 1022 586 0 Nov-06 Nov-07 Nov-08 Nov-09 Nov-10 Nov-11 Oct-06 Oct-07 Oct-08 Oct-09 Oct-10 Oct-11 Hidro-Oct * Valor proyectado Hidro-Nov Termo-Oct Termo-Nov Fuente DGE/EPE I.3 Venta de energía a cliente final Figura N° 3 Venta de energía a cliente final Octubre - Noviembre 2006-2011 1 600 1 400 0,9% 2,6% 1 200 13,4% 5,9% 12,3% 7,2% 11,6% 7,3% 5,5% 14,2% GW.h 1 000 1132 1044 1060 800 878 868 1244 1145 1002 984 1075 600 1378 1405 1286 1296 1229 1134 1123 1009 1016 1000 1508 1516 * 12161190 * 400 200 0 Nov-06 Nov-07 Nov-08 Nov-09 Nov-10 Nov-11 Oct-06 Oct-07 Oct-08 Oct-09 Oct-10 Oct-11 * Valor proyectado Libre-Oct Fuente: DGE/EPE 2 Libre-Nov Regulado-Oct Regulado-Nov Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 II. DESPACHO DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA POR FUENTE - OCTUBRE 2011 El despacho diario de carga correspondiente al 27 de octubre del año 2011, a las 19:00 h (día de máxima demanda del SEIN de octubre del año 2011 que ascendió a 4 787,8 MW) se muestra en la Figura N° 4. En dicho día, el 50,7% se generó con hidroeléctricas, 44,0% con gas natural, 2,6% con carbón mineral, y 2,7% con diesel – residual. Figura N° 4 Despacho de Máxima Demanda por Fuente - Octubre 2011 Día: 27-10-2011 - hora de máxima demanda: 19:00 h CARBÓN : 2,6% 5500 DIESEL Y RESIDUAL : 2,7% 5000 MW 4500 4000 3500 GAS 44,0% 3000 2500 HIDRO 50,7% 14:00 1500 12:00 2000 1000 500 00:00 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 13:00 11:00 10:00 09:00 08:00 07:00 06:00 05:00 04:00 03:00 02:00 01:00 0 FUENTE: COES - SINAC III. COSTO MARGINAL Y LA TARIFA EN BARRA DE OCTUBRE 2011 En el mes de octubre 2011 el costo marginal promedio mensual del SEIN fue 19,5% menor que el mes anterior, y llegó a 27,06 dólares por Megavatio-hora (2,70 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra aumentó 2.4% respecto al mes de setiembre 2011 con un valor de 34,95 dólares por Megavatio-hora (3,49 cent$/kW.h). En la Figura N° 6, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores. Asimismo, dicho costo marginal fue 11,6% mayor al registrado en el mismo periodo del año anterior que fue 24,2 dólares por Megavatio-hora (2,42 cent US$ / kW.h). Figura N° 5 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) Ago-11 Sep-11 Oct-11 31,51 33,63 27,06 34,70 34,14 34,95 250 CMg Pomedio Corto Plazo Mensual 200 100 50 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct US$/MW.h Precio en Barra de Energía Activa 150 2006 2007 2008 2009 MESES Fuente: COES - SINAC - octubre 2011 3 2010 2011 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 IV. ASPECTOS RELEVANTES SOBRE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA IV.1 Balance oferta demanda En el periodo octubre-2010 y octubre 2011, se incrementó 2 el parque de generación con nuevas instalaciones de centrales eléctricas que aumentaron la oferta del SEIN en 3,8 MW, el 100% fue hidroeléctrico . Asimismo, la máxima demanda en octubre 2011 aumentó 7,3% respecto al mes de octubre 2010, por tanto del balance en el periodo de análisis resultó que el comportamiento del margen de reserva (MR) decreció de 46,2% en octubre 2010 hasta 36,3% presentado en octubre de 2011. Ver figura Nº 6 – Balance Oferta Demanda. Figura Nº 6 46,2% 7 000 36,3% Balance Oferta - Demanda octubre 2010- octubre 2011 del SEIN 6 521 6 525 50,0% 45,0% 6 000 5 000 4 788 4 461 35,0% 30,0% 4 000 MW 40,0% 25,0% % 3 000 20,0% 15,0% 2 000 10,0% 1000 5,0% 0 0,0% Oct-10 No v-10 Dic-10 Ene-11 Feb-11 M ar-11 A br-11 Demanda (MW) IV.2 M ay-11 Jun-11 Oferta (MW) Jul-11 A go -11 Sep-11 Oct-11 MR (%) Producción de energía por fuente La producción de energía en el SEIN durante octubre 3 2011 alcanzó 3 015,3 GW.h y fue 8,2% mayor respecto al mes de octubre 2010. Asimismo, la energía generada con recurso hídrico fue 9,1% mayor respecto al mismo periodo del 2010, con gas natural aumentó 16,1%, con diesel – residual decreció 61,2%; con carbón y bagazo resultó 42,2% y 13,7% menor, respectivamente. Del total generado en el mes de octubre 2011 se observó que 52,3% corresponde a la producción de energía con fuente hídrica, mientras en octubre 2010 fue 51,9%, tal como se muestra en la figura N° 7. Figura N° 7 Evolución mensual de la producción de energía por fuente Octubre 2010 - Octubre 2011 Oct-11 1577 Sep-11 1462 Ago-11 1474 1519 Jun-11 1524 2892,27 1210 1015 1870 Mar-11 1454 1121 Oct-10 1445 1159 500 1 000 Hidro 2860,46 914 Nov-10 0 2908,03 861 1780 1 500 Gas Natural. Carbón Las nuevas instalaciones de centrales ingresaron en el año 2010 y centrales RER en el 2011 Fuente: Estadística de COES – Informe de Operación Mensual –2010 - 2011 4 2 000 D2/R6 2996,68 2698,84 853 1920 Dic-10 2857,89 907 1736 Ene-11 2967,92 888 1963 Feb-11 3 2982,53 2926,66 1263 1823 Abr-11 2 2903,30 1370 Jul-11 May-11 3015,38 1346 1358 2764,28 2785,19 2 500 Bagazo 3 000 3 500 (GW .h) Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 IV.3 Producción de energía eléctrica por Departamento Figura N° 8 Producción mensual de energía eléctrica por departamento Octubre 2010 - Octubre 2011 (I) 1 200 1 000 800 Huancavelica GW.h En la Figura Nº8 se presenta la evolución mensual de la producción de energía del periodo octubre 2010 – octubre 2011 por departamento (I), En octubre 2011, la producción registrada a nivel nacional fue 3 289,5 GW.h, del total, Huancavelica generó 606,1 GW,h de hidroelectricidad, 7,7% mayor a la registrada en octubre del año anterior; en Ancash la producción disminuyó 26,0% con relación al mismo periodo del año anterior y alcanzó 86,5 GW.h. De manera similar, la producción en Arequipa fue 95,1 GW.h y se incrementó 7,1% respecto a octubre 2010, en Cusco se generó 75,4 GW.h y fue 4,9% mayor, y en Cajamarca la producción fue 19,4% mayor que en octubre 2010. Asimismo, la producción registrada en Amazonas, Apurimac y Ayacucho alcanzó 5,4 GW.h, 2,8 GW.h y 1,2 GW.h, respectivamente. 600 Cusco 400 Cajamarca Arequipa 200 Ancash 0 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Amazonas Ene-11 Ancash Feb-11 Mar-11 Apurimac Abr-11 Arequipa May-11 Ayacucho Jun-11 Jul-11 Cajamarca Ago-11 Cusco Sep-11 Oct-11 Huancavelica Figura N° 9 Producción mensual de energía eléctrica por departamento Octubre 2010 - Octubre 2011 (II) En octubre 2011, la generación de energía eléctrica en Lima aumentó 11,5% respecto al mismo periodo del año anterior, en dicho mes la energía generada alcanzó 1 584,5 GW.h, también se observó en la figura Nº 9, que Ica, y Junín y incrementaron su producción en más de 100%, y 29,3% con relación a octubre 2010, en los mencionados departamentos, se generó 64,4 GW.h, y 199,1 GW.h, respectivamente. De igual manera, La Libertad tuvo una producción de 40,0 GW.h. Ica 2 000 La libertad Lam bayeque 1 800 Loreto 1 600 1 400 GW.h 1 200 Lima 1 000 800 600 400 200 Asimismo, la producción registrada en Loreto, Lambayeque y Madre de Dios correspondiente al mes de octubre del año 2011 fue la siguiente: 93,8 GW.h, 8,4 GW.h, y 0,5 GW.h. Junin 0 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Huanuco Ica Ene-11 Feb-11 Junin Mar-11 La libertad Abr-11 May-11 Lambayeque Jun-11 Lima Jul-11 Loreto Ago-11 Sep-11 Oct-11 Madre de Dios En la figura Nº 10, se muestra el comportamiento de la producción mensual de octubre 2010 - octubre 2011, de Moquegua, Pasco, Piura, Puno, San Martín, Tacna, Tumbes y Ucayali. En octubre 2011, la producción de Moquegua (63,2 GW.h) fue 57,0% menor que lo generado en octubre del 2010, en Pasco (69,1 GW.h) y Puno (66,2 GW.h), en ambos casos e incrementó fue 39,7% y 22,6%, respectivamente. También se aprecia en dicha figura que la producción de Ucayali fue 67,1 GW.h, bajó 9,8%, respecto a octubre 2010 y de Tacna, 8,7 GW.h, , aumentó 1,3%, mientras Piura generó 94,0 GW,h, creció 3,7%. Los departamentos de San Martín y Tumbes tuvieron una producción de 2,9 GW.h y 2,8 GW.h, cuyas producciones decrecieron respecto a octubre 2010, en 86,2% y 57,8% respectivamente. Figura N° 10 Producción de energía eléctrica por Departamento Octubre 2010 - Octubre2011 (III) 500 Tum bes Tacna 450 GW.h 400 350 Ucayali 300 Puno 250 Piura 200 150 Pasco 100 50 0 Oct-10 Moquegua Nov-10 Dic-10 Moquegua Ene-11 Pasco Feb-11 Piura Fuente: MEM/DGE/EPE 5 Mar-11 Puno Abr-11 May-11 San Martin Jun-11 Tacna Jul-11 Tumbes Ago-11 Sep-11 Ucayali Oct-11 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 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, Rímac, Tulumayo, Tarma, Aricota, Chili, Vilcanota, San Gabán y Paucartambo han aumentado con relación al mes de octubre del año 2010. Figura N°11 Comparación de caudales promedio mensual Octubre 2010 vs Octubre 2011 200 180 Oct-10 Oct-11 160 metro s 140 cubico s po r seg. 120 100 18,7% 80 51,0% 60 7,6% 27,1% 40 8,1% 47,5% 44,6% 20 59,3% 41,6% 4,6% 61,0% 0,6% 0,0% bo ar tam Pa uc Sa n Ga ba n Vi lca no ta Ar ic o ta Ch ili Ta rm a yo Tu lum a aE ula lia Ri ma c Sa nt Ch an ca y Sa nt a Pa tiv ilc a M an tar o 0 Fuente: COES-SINAC –octubre 2011 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 octubre se registraron incrementos en Lagunas Santa Eulalia, Aguada Blanca, P. El Fraile, presa El Pañe, lagunas San Gabán, laguna Sibinacocha, embalses Mantaro, y embalse Pillones. Figura N°12 Comparación de volúmenes útiles en lagunas del SEIN Octubre 2010 - Octubre 2011 250 48,9% 23,8% M illo nes de metro s cubicos Oct-10 Oct-11 7,1% 200 7,9% 150 22,5% 100 5,8% 47,4% 512,3% 50 8,9% 60,6% 23,5% 69,7% 60,6% 33,7% 6 s r sP illo ne no lse Em ba lse sE ge nd tro a ba le c Em sE ba lse na gu Em Fuente: COES-SINAC – octubre 2011 es ha in a co c tar o S ib sM La ba lse an Em sS an ba Ga lP na gu La Pr n e an le ae lF ra i es Pr Pr es ae aB la n ca ta es aA gu ad na Ar ico ga gu La La gu na V ic on o ia P. Yu ra c ma y la l Eu nt a Sa La go Ju n in 0 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 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 octubre del año 2011 alcanzó los 337,2 millones de metros cúbicos (11 912,7 millones de pies cúbicos) y fue 13,4% mayor respecto al mismo periodo del año anterior. El consumo promedio diario ascendió a 384,3 millones de pies cúbicos. Producción de energía eléctrica por fuente* octubre 2010 - octubre 2011 2 100 GW.h 9,1% 1 800 16,1% 1 500 Por otro lado, la producción de energía eléctrica con gas natural en el mes de octubre alcanzó 1346,1 GW.h, 18,1% mayor que la producción del mismo periodo del año 2010 . 1 200 900 600 En el mes de octubre, el indicador de Megavatios hora generados por millón de pies cúbicos alcanzó 112,9. 0 En la Figura N° 13, se aprecian las variaciones de la producción con gas natural, hidroenergía, diesel -residual y carbón respecto al mes de octubre del año 2010. 42,2% 64,7% 300 13,7% Gas natural Hidroenergía Diesel y residual Carbón Bagazo Oct-10 1 159,2 1 445,1 83,3 97,6 7,6 Oct-11 1 346,1 1 576,9 29,4 56,4 6,5 *Inf ormación COES -octubre 2011 Las contribuciones del gas natural, hidroenergía, diesel - residual y carbón para la generación de energía en octubre del año 2011 fueron 44,6%, 52,3%, 1,0%, y 1,9% 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 2004 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 Consumo mensual de Gas Natural para producción de Energía Eléctrica C.T. Oquendo (Cam isea) 350 000 C.T. Santa Rosa (Camisea) 300 000 C.T. Kallpa (Cam isea) 10 3 metros cúbicos C.T. Chilca1 (Cam isea) 250 000 200 000 150 000 C.T. Malacas 100 000 C.T. Ventanilla 50 000 C.T. Sta Rosa CT Pisco Jul-11 Sep-11 Mar-11 Ene-11 May-11 Jul-10 Nov-10 Sep-10 Mar-10 Ene-10 May-10 Nov-09 Jul-09 Sep-09 Mar-09 Ene-09 May-09 Jul-08 C.T.Ventanilla CT.Las Flores Nov-08 Sep-08 Mar-08 Ene-08 May-08 Jul-07 C.T. Malacas CT Oquendo Nov-07 Sep-07 Mar-07 Ene-07 May-07 Jul-06 C.T. Aguaytia C.T. Kallpa Nov-06 Sep-06 Mar-06 Ene-06 May-06 Jul-05 Nov-05 Mar-05 May-05 Ene-05 Jul-04 Nov-04 Sep-04 Mar-04 May-04 Ene-04 - Sep-05 C.T. Aguaytía C.T. Chilca1 CT Independencia Fuente: MEM/DGE/DPE Figura N° 15 Producción mensual de Energía Eléctrica con Gas Natural C.T. Kallpa (Cam isea) 1 400 000 C.T. Oquendo (Cam isea) C.T. Chilca1 (Cam isea) 1 200 000 C.T. Santa Rosa (Cam isea) 800 000 C.T. Malacas 600 000 400 000 C.T. Ventanilla 200 000 C.T. Aguaytia C.T. Kallpa C.T. Malacas C.T. Oquendo Fuente: COES – SINAC 7 C.T. Chilca1 CT Independencia Jul-11 Sep-11 May-11 Mar-11 Ene-11 Nov-10 Jul-10 Sep-10 May-10 Mar-10 Ene-10 Nov-09 Jul-09 Sep-09 Mar-09 Ene-09 C.T. Sta Rosa CT Pisco May-09 Nov-08 Sep-08 Jul-08 Mar-08 Ene-08 C.T.Ventanilla CT.Las Flores May-08 Nov-07 Sep-07 Jul-07 Mar-07 May-07 Ene-07 Nov-06 Sep-06 Jul-06 Mar-06 May-06 Ene-06 Nov-05 Sep-05 Jul-05 Mar-05 Ene-05 Nov-04 Sep-04 Jul-04 Mar-04 Ene-04 May-05 C.T. Aguaytía May-04 MW.h 1 000 000 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 V. 3 CONSUMO DE CARBÓN MINERAL Y BAGAZO PARA GENERAR ELECTRICIDAD En octubre 2011, se utilizó 21,15 miles de toneladas de carbón mineral, 41,1% menor al consumo de carbón en el periodo similar del año anterior; en este mes se generó 56,4 GW.h. El consumo promedio diario de carbón fue 682,5 toneladas. Para el caso de la central a carbón de Enersur 4 , el indicador Megavatio –hora por tonelada fue 2,7 Con relación al consumo de Bagazo, en octubre se utilizó 41,83 miles de toneladas y tal como se muestra en la figura Nº 16, entre octubre 2010 y octrubre 2011, el consumo fue 100,0% mayor. En octubre, AIPSA entregó al sistema interconectado 6,52 GW.h. y la central de Bioenergía del Chira generó 4,06 GW.h con un consumo de 17,59 miles de tonelada. El consumo promedio diario de bagazo fue 1 394,35 toneladas. Para las centrales RER (Agroindustrial Paramonga 5 y Bioenergía del Chira), en octubre 2011, el indicador Megavatio –hora por tonelada de bagazo fue 0.25. Al respecto, se precisa que las centrales ya citadas entregan energía al COES. Sin embargo es importante indicar que a partir de abril 2011, entró en operación comercial la empresa de generación Bioenergía del Chira S.A. que cuenta con la C.T. Caña Brava de 12,91 MW (tiene dos grupos: un TV de 8 MW, un TV de 4 MW y un grupo de emergencia de 0,91 MW), y utiliza bagazo para generar electricidad. Dicha central no está integrada al COES, pero si forma parte del parque de generación de energía del país. Figura N° 16 Consumo de carbón y bagazo Octubre 2010 - Octubre 2011 90 80 miles de toneladas 70 60 50 Carbon 40 30 20 Bagazo 10 0 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 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 Carbon 35,93 34,79 33,73 33,73 22,70 25,43 12,02 27,59 33,48 32,01 29,28 6,48 21,16 Bagazo 18,88 22,03 21,82 21,24 25,91 15,74 34,62 38,43 51,93 45,09 50,51 48,63 41,83 Fuente: MEM/DGE/EPE 4 5 Central Ilo 2 tiene una capacidad instalada de 141,8 MW La potencia instalada de la Central Paramonga –AIPSA es 23 MW, es una central RER que pertenece al COES - SINAC (fuente de energía: bagazo de caña de azúcar) 8 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O R 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRER OVVIIEEM MB BO REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 Perú podría ser parte de los países abastecedores de energía a nivel regional pues tiene la ventaja geográfica de encontrarse mucho más cerca de países que requieren energía eléctrica, señaló el ministro de Energía y Minas, Carlos Herrera Descalzi. Indicó que a insistencia de los países de la región de la costa del Pacífico de Sudamérica, se quiere establecer un sistema energético que integre a distintos países. “De esa manera, los sistemas eléctricos de los países ya no serían sólo nacionales sino regionales＂, comentó. Manifestó que los países que integran esta zona de la región tienen sus propios intereses, y hay países como Chile que necesitan energía eléctrica porque la que tiene es muy cara, de 120 a 200 dólares el megavatio hora (Mwh). Sin embargo, hay otros como Colombia, Ecuador y Perú que cuentan con recursos hidroeléctricos pues, al situarse en la zona andina, poseen ríos caudalosos, es decir, tienen la altura y el caudal necesarios para la producción de energía hidroeléctrica, dijo a RPP Noticias. Refirió que Ecuador está trabajando con una empresa china el desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas, y su expectativa es venderle a Perú y si puede más al sur. “Colombia hace algo parecido y Chile está dispuesto a recibir energía eléctrica, pero Perú tiene la ventaja geográfica de encontrarse mucho más cerca para colocar sus excedentes, por lo que no podemos perder la oportunidad por discrepancias respecto a la factibilidad de los proyectos hidroeléctricos＂, anotó. (El Peruano, 10/12/2011) VI. N O T IC IA S D E L SEC T OR E N E R G Í A ARGENTINA Edelap cambió de manos y acordó subir tarifas Alejandro Macfarlane, presidente de Edenor, se hizo cargo de su nueva adquisición, la empresa Edelap, distribuidora del área de concesión de La Plata y alrededores, y acordó esta semana con el gobernador bonaerense, Daniel Scioli, una inversión de 400 millones de pesos y aumentos tarifarios cuyos niveles no fueron precisados, pero que se sumarán a la quita de subsidios del gobierno nacional. Macfarlane, un ejecutivo de buena relación con los gobiernos nacional y de la provincia, cerró la operación la semana pasada en forma particular, por fuera de Edenor, mediante un acuerdo con dos empresarios que acababan de comprarle las distribuidoras Edelap y EDES al grupo norteamericano AES: el venezolano Miguel Alfredo Mendoza y el argentino Alejandro Ivanissevic. El acuerdo de compra consistió en que el tándem Mendoza-Ivanissevic se quedara con el 90% de EDES, que tiene la concesión del sur de la provincia de Buenos Aires, y Macfarlane con el 10%. Para Edelap, los porcentajes se invierten: Macfarlane obtiene el 90%, y Mendoza e Ivanissevic, el 10 por ciento. La situación de la compañía podría cambiar drásticamente en los próximos meses porque ahora ya no depende desde el punto de vista regulatorio de la Nación, sino de la administración de la provincia. (La Nación, 9/12/2011) VENEZUELA Planes con Colombia revelan estancamiento del sector gas CHILE La reactivación de la relación comercial y política entre Venezuela y Colombia reavivó las intenciones de integrar las potencialidades de ambos países en el sector hidrocarburos, valiéndose de la frontera común y el acceso colombiano a los puertos en el océano Pacífico. Sin embargo, al haberse desempolvado los planes de prolongar el gasoducto Antonio Ricaurte, y de construir un nuevo oleoducto desde la Faja Petrolífera del Orinoco, se desveló el atraso de Venezuela en el sector gasífero, que no terminó de arrancar su explotación pese a contar con más de 190 TCF (mil millones de pies cúbicos) de gas natural en sus reservas. Esta semana se anunció la renovación por tres años más del convenio de suministro de gas natural colombiano del campo Ballena, en la Guajira colombiana, por el cual el país vecino le suministrará a Venezuela unos 150 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas. Hace cuatro años, cuando se inauguró el gasoductos transoceánico, se inició el envío de gas natural colombiano a Venezuela, con la expectativa de que al menos cuatro años después el flujo del gas se invertiría en dirección a Colombia, pues Venezuela habría logrado desarrollar su capacidad gasífera al punto de exportar a territorio neogranadino, país que cuenta con tan solo 7,5 TCF en reservas de gas. Las expectativas llegaban incluso al punto de que se exportaría gas a Centroamérica. Sin embargo, ahora se anuncia la renovación del convenio de suministro de gas colombiano durante tres años, con la reiterada meta de que para esa fecha Venezuela ya produciría suficiente gas para abastecer su mercado interno y suministrar a Colombia. (El Universal, 5/12/2011) Energía Austral entrega respuestas a la autoridad ambiental de Aysén por proyecto hidroeléctrico En el marco del proceso de evaluación ambiental del proyecto Central Hidroeléctrica Cuervo, iniciado en agosto de 2009, Energía Austral entregó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Aysén el cuarto set de respuestas a las consultas y observaciones formuladas por los servicios con competencia ambiental. El documento consta de 15 respuestas sobre materias diversas y en el proceso de evaluación del proyecto el titular ha formulado diversas medidas de mitigación tendientes a aportar al desarrollo del turismo en la Comuna de Aysén. Entre ellas, se encuentran la generación de un área silvestre protegida alrededor del futuro embalse con sectores acondicionados para el turismo de naturaleza, y la implementación de infraestructura turística en el balneario de Bahía Acantilada. El proyecto Central Cuervo consiste en una central de embalse a emplazarse a unos 45 km al noroeste de la ciudad de Puerto Aysén, que aprovechará el potencial del Río Cuervo para generar unos 640 MW. Según los encargados del proyecto, en el área de emplazamiento de las obras no se desarrollan actividades productivas ni hay asentamientos humanos, por lo cual el desarrollo de la iniciativa no implicará reasentamiento de personas. (El Mercurio, 10/12/2011) PERÚ Perú podría ser parte de países abastecedores de energía a nivel regional 9 Ministerio de Energía y Minas Dirección General de Electricidad FFO O IIVV D N 111 O 22001111 IN NF OR RM M AATTT OO DG GDEEG E Nºº N NFEBRERO OVVIIEEM MB BR REE I IN R MA IO V °1 1 N 2011 VI I . M I S C E L A NE A S S OB R E E N E R GÍ A AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE USAN ENERGÍA RENOVABLE PARA GENERAR EL 70% DE SU ELECTRICIDAD América Latina y el Caribe utilizan energía renovable para generar el 70% de su electricidad, lo que reafirma la posición de la región como una de las que más produce y usa recursos energéticos renovables, de acuerdo a un especialista de la División de Energía, Infraestructura y Medio Ambiente del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Dicha capacidad de generación reafirma la posición de la región como una de las que más produce y usa recursos energéticos renovables. Hidroenergía El potencial aprovechable de hidroenergía en América Latina asciende a 663 GW, de los cuales se aprovecha el 22,7% mediante instalaciones con una capacidad instalada de 152,5 GW. Los paises como Jamaica, Paraguay y Uruguay aprovechan este recurso en más de 70%, y paises como Colombia, Cuba, Ecuador y Nicaragua aprovechan al menos 10%. Geotermia El potencial geotérmico aprovechable identificado en América Latina es de 10,2 GW. Asimismo, se estima que este potencial podría multiplicarse si se incrementan los estudios prospectivos y exploraciones.. La mayor parte de este potencial estaría ubicados en los paises que bordean el Pacifico, en el Anillo de Fuego, como: Chile, Perú, Colombia, México y los paises de Centro América. El mayor aprovechamiento se realizan en instalaciones de generación eléctrica, en Mexico, El Salvador, Costa Rica, Guatemala y Nicaragua, que actualmente cuentan con una capacidad instalada de 1 471 MW, de los cuales 964,5 MW se encuentran en México, que figura como el tercero en el mundo con mayor capacidad instalada de centrales geotérmicas 6 . Biomasa El 12% de la energía que produce América Latrina, utiliza como recurso energético la biomasa, también representa el 16% de la demanda interna de energía y el 13% del consumo final. La leña es principal producto de la biomasa que se utiliza como fuente energía y se consume en el secdtor residencial para cocción de alimentos, acondionamiento ambiental y calentamiento de agua. Los residuos de la caña de azucar y otros residuos vegetales también son utilizados en todos los paises principamente por los autoproductores y el sector manufacturero. Fuente: Estadísticas Energéticas 2010 – OLADE Revista América Economía Página Web del MEM/DGE 6 Avance Estadística Eléctrica – Cifra mensual 2011 Comportamiento mensual del subsector eléctrico 2011 Evolución de Indicadores del subsector Electricidad Período 1995 – 2009 Informativos Mensuales DGE – Año 2011 Estadística Eléctrica por Regiones 2010 Plegables de Generación , Transmisión y Distribución 2009 - 2010 Plan Referencial de Electricidad 2008 - 2017 Coordinación: Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica – Dirección General de Electricidad Lima, noviembre - diciembre 2011 http://www.minem.gob.pe/ - Recursos Renovables del Informe de Estadísticas Energéticas 2010 - OLADE 10
