Características del sector eléctrico peruano

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - SINAC) reportó que en el año 2016 la demanda de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) fue de 48,326 GWh.

Dicha cifra supera en 8.5% a la de 2015, que registró una demanda de 44,485 GWh. En cuanto a la potencia, la máxima demanda fue de 6,492 MW, 3.5% superior a la de 2015, que fue 6,275 MW.

La potencia efectiva de las unidades generadoras en el SEIN totalizó  12,078.1 MW a diciembre de 2016; el 33.7% corresponde a centrales termoeléctricas que utilizan gas natural, el 40.2% a centrales hidroeléctricas, el 0.8% a centrales solares, 2.0% a centrales eólicas y el 0.3% a centrales a biomasa, el resto pertenece a unidades de generación que operan con otros combustibles (22.9%), como carbón, diésel 2 y petróleos residuales. Comparado con el 2015, la participación relativa de centrales que operan con gas natural se ha reducido debido al ingreso de grandes centrales hidroeléctricas así como de las centrales térmicas que formarán parte del Nodo Energético del Sur y que temporalmente operan con diésel.

 

Así, durante el 2016, se incorporaron nuevas instalaciones de generación al SEIN con la puesta en operación comercial de las siguientes centrales:

 

Cuadro 10

 

Central eléctrica

Compañia

Fecha de operación comercial

Cerro del Aguila (513 MW)

IC Power

Ago-16

Chaglla (460 MW)

Odebrecht

Sept-16

Puerto Bravo (616 MW)

IC Power

May-16

NEPI TPP (610 MW)

Engie

Oct-16

Pucallpa TPP (40 MW)

I&E del Perú

Jul-16

Pto Maldonado (18 MW)

I&E del Perú

Jul-16

Tres Hermanas (97.15 MW)

P. Eolico Tres Hermanas S.A.C

Mar-16

Chancay (10 MW)

Sinersa

Aug-16

Rucuy HPP (9.4 MW)

Río Baños

Aug-16

Chilca II TPP (112 MW)

Engie

Dec-16

Asimismo, durante el 2016 se mantuvo la aplicación del Decreto de Urgencia Nº 049-2008, “Decreto de Urgencia que Asegura Continuidad en la Prestación del Servicio Eléctrico” cuya publicación se dio el 18 de diciembre del 2008, y que fue prorrogado por tercera vez consecutiva, extendiendo su vigencia por 9 meses más (Hasta el 1 de octubre de 2017). El Decreto establece que los costos marginales de corto plazo se calculan bajo dos supuestos: primero que no existe restricciones en la capacidad de transporte de gas natural o de transmisión eléctrica y que además existe un valor administrativo máximo (equivalente a S/. 313,5/MWh) para el costo marginal.

 

En este caso esta nueva extensión se explica por el retraso en la construcción de infraestructura de transmisión relevante a la región sur del Perú que atienda el aumento de la demanda resultante del inicio de la operación de nuevos proyectos mineros.

Bajo estas condiciones, el costo marginal promedio del año 2016 fue de US$ 21.4/MWh, superior en 68.7% al del año 2015, que registró US$ 14.7 /MWh. El promedio mensual más alto del costo marginal de 2016 se registró en junio, debido a la indisponibilidad de la Central de Fénix (570 MW) del 12 al 27 de junio, siendo éste de US$ 38.82/MWh.