estadistica anual coes 2011

ESTADÍSTICA DE OPERACIONES2 0 1 1

ESTADÍSTICA DE OPERACIONES

2011

ÍNDICE

ESTADÍSTICA RELEVANTE E INTEGRANTES DEL COES

PRESENTACIÓNPRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD DEL COES

ASPECTOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN DEL COES

PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLE DEL COES

DIAGRAMA DE CARGA Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DEL COES

ESTADÍSTICA DE FALLAS Y FACTORES DE INDISPONIBILIDAD

BALANCE DE ENERGÍA FIRMEESTADO ACTUAL DE LA INFRAESTRUCTURA DEL COES

PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA Y RECURSOS HÍDRICOS

01 6 56

4 34

14 68

18 82

28 86

05

02

06

04 09

0803

07

VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA

COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO

VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA

VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA

TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

EQUIPAMIENTO DEL COES

MAPADIAGRAMA UNIFILAR DEL COES

VALORIZACIÓN ANUAL DE TRANSFERENCIAS DEL COES

13

12

OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

ÍNDICES DE LOS MANTENIMIENTOSEJECUTADOS Y PROGRAMADOS DEL COES

11

10

14

15

17

18

16100 152

96 146

112 160

120 164

140

Presentación

Me es grato presentarles las Estadísticas de Operaciones 2011, que resume los hechos relevantes de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN a lo largo del año 2011, el cual estuvo cargado de desafíos, grandes responsabilidades y excelentes resultados para todos en el COES

y que nos impulsa hacia nuevas metas y retos para el futuro, acorde al dinamismo económico de nuestro país.

El sector eléctrico peruano está formado por las empresas de generación, transmisión, distribución y usuarios libres. La producción de energía es transportada por las redes de alta tensión y luego de distribución, para en última instancia llegar al consumidor fi nal. Tales empresas conforman el Comité de Operación Económica del Sistema – COES, el cual tiene por fi nalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planifi car el desarrollo de la planifi cación del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

Como resultado de la operación del SEIN en el 2011, se presenta los datos de producción de electricidad, potencia instalada y efectiva, utilización de los recursos hídricos de las centrales hidroeléctricas, consumo de combustible de las centrales termoeléctricas, valorización de las transferencias de energía y potencia, estadísticas de fallas, operación del sistema de transmisión y equipamiento de las empresas integrantes del COES.

La demanda de energía durante el año 2011 en el SEIN fue de 35 217,4 GW.h, la cual creció en 8,61% respecto al año anterior, que fue 32 426,8 GW.h. La máxima demanda de potencia fue 4 961,2 MW, 8,35% superior a aquella del año 2010, que fue 4 578,9 MW.

La potencia efectiva de las unidades generadoras a diciembre 2011 suma 6 444,4 MW. El 48,3% corresponde a centrales hidroeléctricas, seguidas por las centrales termoeléctricas, con una participación de capacidad efectiva del 51,7%.

En relación a la incorporación de nuevas instalaciones al SEIN, cabe señalar que durante el año 2011 se pusieron en servicio las siguientes instalaciones:

Ingreso de Operación comercial del grupo G2 de la C.H. Pías el 01-11-2011.

Ingreso de Operación comercial de la C.T.B. Huaycoloro el 12-11-2011.

Ingreso de Operación comercial de la C.H. Purmacana el 18-03-2011.

Reingreso de Operación comercial de la C.T. Emergencia Trujillo el 01-09-2011.

Reingreso de Operación comercial del grupo TG1 C.T. Chimbote el 23-08-2011.

El año 2011 presentó una hidrología superior al promedio de los últimos cinco años. Al respecto, el volumen anual turbinado por las centrales hidroeléctricas fue de 23 195,12 Hm3; y el volumen embalsado útil de los principales reservorios del SEIN (Lago Junín, lagunas de EDEGEL, reservorios de EGASA y otros) al fi nal del año fue de 995,7 Hm3 dando un total de recurso hídrico anual de 24 190,9 Hm3, 11,57% superior a la media de los últimos cinco años, que está en 21 681,7 Hm3.

Los costos marginales medios mensuales del SEIN para el año 2011 variaron entre un mínimo de 17,49 US$/MW.h ocurrido en el mes de enero y un máximo de 33,63 US$/MW.h ocurrido en el mes de setiembre. Las variaciones en los costos marginales están directamente relacionadas con el comportamiento hidrológico de las cuencas aprovechadas por el sistema de generación, la estrategia operativa de descarga de embalses y lagunas y la disponibilidad de las unidades termoeléctricas más efi cientes. El costo marginal promedio anual fue de 23,88 US$/MW.h.

Respecto a las transacciones del mercado, durante el año 2011 el monto total de la energía activa transada en el COES ascendió a 34 106,35 GW.h. Las transferencias netas de energía activa entre los generadores, como consecuencia del despacho económico de carga, alcanzaron la cifra de 5 030,26 GW.h, que corresponde al 14,3% de la producción total. Estas transferencias netas determinaron pagos entre los generadores integrantes, cuya valorización ascendió a 113 millones de Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica (US$). La valorización de las transferencias de potencia entre los generadores integrantes determinó pagos netos por 28,6 millones de US$.

Los resultados mostrados han sido posibles gracias a la colaboración brindada por las empresas integrantes del COES, por la Dirección de Planifi cación de la Transmisión, por la Dirección de Operaciones y por cada uno de los miembros de sus Subdirecciones, cuyo rol es fundamental para el cumplimiento de las funciones que competen al COES.

Dirección Ejecutiva

01 ESTADÍSTICA RELEVANTE E INTEGRANTES DEL COES

01ES

TADí

STIC

A RE

LEVA

NTE

E IN

TEG

RAN

TES

DEL

COES

Ciudadela de MachupicchuCusco

Crédito: Gihan Tubbeth / PromPerú

Central Hidroeléctrica Machupicchu - EgemsaUbicación: Cusco / Urubamba / Machupicchu

Potencia Instalada: 90,5 MW

ESTADÍSTICA DE OPERACIONES 20118

CUADRO N° 1.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y MÁXIMA DEMANDA EN EL COES - 2011

Área

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GW.h)

MÁXIMA DEMANDA(MW) *

HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

NORTE 2 214,1 960,4 3 174,4 389,1 175,5 564,6

CENTRO 15 547,8 12 867,5 28 415,3 2 022,7 1 852,9 3 875,6

SUR 2 642,3 985,4 3 627,7 336,8 184,1 521,0

TOTAL COES 20 404,1 14 813,3 35 217,4 2 748,6 2 212,6 4 961,2

(*) Corresponde a la demanda de potencia en bornes de generación.

CUADRO N° 1.2PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA SEGÚN TIPO DE TECNOLOGÍA HIDRÁULICA Y TÉRMICA POR ÁREA EN EL COES (GW.h)

ÁREATECNOLOGÍA HIDRÁULICA TECNOLOGÍA TÉRMICA

PELTON TGKAPLAN CCOMBFRANCIS TVTURGO

NORTE 1 913,4 82,5 188,6 29,6 2 214,1 752,6 207,7 960,4 3 174,4

CENTRO 13 441,6 2 106,1 15 547,8 9 322,9 3 435,9 105,8 3,0 12 867,5 28 415,3

SUR 2 365,4 276,8 2 642,3 13,0 1,0 941,3 30,1 985,4 3 627,7

TOTAL COES 17 720,5 82,5 2 571,5 29,6 20 404,1 10 088,4 3 436,9 1 047,1 240,9 14 813,3 35 217,4

HIDRÁULICATOTAL

TÉRMICATOTAL

TOTALDIESEL

CUADRO N° 1.3PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA SEGÚN TIPO DE GENERACIÓN Y RECURSO ENERGÉTICO UTILIZADO POR ÁREA EN EL COES (GW.h)

ÁREATECNOLOGÍA TÉRMICA

AGUA CARBÓNGAS NATURALAGUA(RER) RESIDUAL DIESEL 2

NORTE 1 983,2 230,9 2 214,1 703,6 89,2 167,5 960,4 3 174,4

CENTRO 15 524,6 23,1 15 547,8 12 758,6 21,5 0,2 87,3 12 867,5 28 415,3

SUR 2 615,2 27,1 2 642,3 732,4 236,9 16,1 985,4 3 627,7

TOTAL SEIN 20 123,0 281,1 20 404,1 13 462,2 732,4 347,7 183,8 87,3 14 813,3 35 217,4

HIDRÁULICATOTAL

TÉRMICATOTAL

TOTALBAGAZO+BIOGAS (RER)

HIDRÁULICA

La estadística relevante del SEIN resume la operación del COES durante el año 2011, en el que incluye los aspectos más importantes de consumo, capacidad y abastecimiento de energía por tipo de tecnología y recurso energético utilizado según su zona geográfi ca correspondiente a las áreas Norte, Centro y Sur del país. Asimismo, se ha considerado los saldos actuales del año 2011 que correspondieron a las Valorizaciones de Transfe-rencias de Energía Activa, Potencia y Energía Reactiva efectuada entre los generadores integrantes del COES, las transacciones internacionales

de electricidad con el Ecuador y la evolución de la longitud de líneas del sistema de transmisión de las empresas integrantes del COES.

Respecto a los datos relevantes de energía y potencia, la generación de energía eléctrica registrada en bornes de central durante el año 2011 fue de 35 217,4 GW.h mayor en 8,61% respecto al registrado en el año 2010 que fue de 32 426,8 GW.h. Por otro lado, de esos 35 217,4 GW.h de producción, un 9,0% correspondió al abastecimiento efectuado por centrales ubicadas el área Norte, 80,7% en el área Centro, conformado por capacidad efectiva de generación hidro térmico del orden de 4 850,7 MW y 10,3% en el área Sur.

En cuanto a la potencia, la máxima demanda anual se registró a las 20:15 horas del miércoles 14 de diciembre, alcanzando a 4 961,2 MW, superior en un 8,35% al valor registrado en 2010 y que alcanzó a 4 578,9 MW. En cuanto a la potencia efectiva al 31 de diciembre del 2011 fue 6 444,4 MW cifra inferior en 0,3% al valor registrado en el año 2010 que fue 6 463,4 MW. Dicha disminución se debe a la salida de operación comercial del SEIN de las cuatro unidades Wartsila que conformaron la central térmica C.T. Yarinacocha que fue operada por ELECTROPERÚ, las unidades Alco de la C.T. Sullana y las unidades EMD y Skoda de la C.T.Paita de propiedad de Duke Energy - EGENOR. Sin embargo, a pesar de la salida de dichas unidades térmicas aún continúa existiendo una mayor participación de capacidad efectiva de tipo térmico que fue del 51,7% (3 334,9 MW) mientras la capacidad efectiva por tipo de generación hidráulica estuvo en 48,3% (3 109,5 MW).

Respecto a la participación de la tecnología utilizada en la potencia efectiva del SEIN. las unidades Pelton presentan mayor participación con el 41,1% (2 648,5 MW), Turbogás con el 35,3% (2 272,7 MW), Ciclo Combinado 7,9% (508,5 MW), Francis 6,9% (442,3 MW), Turbo vapor 6,1% (390,6 MW) y las tecnologías Kaplan, Turgo y Diesel fueron el 2,8% (181,7 MW) del total de la potencia efectiva registrada en el COES durante el año 2011.

El consumo de combustible utilizado para la generación térmica ha registrado un mayor incremento del 79,7% en consumo de bagazo, debido a la mayor generación efectuada por la C.T. Paramonga que lo registrado en el año 2010. Del mismo modo se registra el mayor uso de gas natural para la generación con un incremento de 16,92% respecto a lo registrado en el 2010, debido principalmente a las unidades de generación ubicadas en el área del centro que representan 2 530 MW de potencia efectiva y que representa el 39% del total del COES.

En el resumen presentado en la valorización de las transferencias se ha considerado solamente los cobros realizados entre generadores para las transferen-cias por energía activa, potencia y reactiva totalizando 337, 1 Millones de Nuevos Soles que representa una disminución en 4,59% respecto al registrado el año anterior. Cabe señalar que en este resumen no se ha incluido los ingresos efectuados en los sistemas secundarios.

Las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE entre Perú y Ecuador alcanzaron 5 728,6 GW.h de energía eléctrica importada llegando a una potencia máxima de importación de 53,5 MW. Dicha transacción internacional desde Ecuador a Perú comprende al traslado de las cargas de las subesta-ciones de Zorritos y Talara hacia el Ecuador debido al mantenimiento programado de la unidad TG-4 de la central térmica C.T. Malacas (102,7 MW).

Al 31 de diciembre del año 2011 en la infraestructura del Sistema de Transmisión del COES se ha incorporado 2 263,7 km. Como hecho relevante podemos señalar la puesta en operación comercial de 89 km de línea en 500 kV que comprende el tramo L-5001 (Chilca – Carabayllo) y es operado por Transmantaro.

(*) Se denomina RER a los Recursos Energéticos Renovables tales como biomasa, eólico solar, geotérmico, mareomotriz e hidraúlicas cuya capacidad instalada no sobre-pasa de los 20 MW, según D.L. N° 1002.

06 ESTADÍSTICA RELEVANTE E INTEGRANTES DEL COES 9

CUADRO N° 1.8VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS (Miles de Nuevos Soles)

TIPO DE VALORIZACION DE TRANSFERENCIAS (1)

SALDO ACTUAL 2010

SALDO ACTUAL 2011

Energía Activa 264 847,0 255 466,8 -3,54%

Potencia 64 003,4 76 870,9 20,10%

Energía Reactiva 24 433,1 4 735,1 -80,62%

TOTAL COES 353 283,5 337 072,7 -4,59%

CUADRO N° 1.6POTENCIA EFECTIVA SEGÚN TIPO DE GENERACIÓN Y RECURSO ENERGÉTICO UTILIZADO POR ÁREA EN EL COES A DICIEMBRE 2011 (MW)

AREATECNOLOGÍA TÉRMICA

AGUA CARBÓNGAS NATURALAGUA(RER) RESIDUAL DIESEL 2

NORTE 401,7 46,4 448,1 130,9 60,7 85,4 277,0 725,1

CENTRO 2 228,9 5,3 2 234,2 2 530,4 61,7 1,2 23,2 2 616,5 4 850,7

SUR 417,6 9,6 427,2 140,6 208,2 92,5 441,4 868,6

TOTAL COES 3 048,2 61,2 3 109,5 2 661,3 140,6 330,6 179,1 23,2 3 334,9 6 444,4

HIDRÁULICATOTAL

TÉRMICATOTAL

TOTALBAGAZO+BIOGAS (RER)

HIDRÁULICA

CUADRO N° 1.7CONSUMO DE COMBUSTIBLE 2011

ÁREACONSUMO DE COMBUSTIBLE

2010 2011

Diesel 2 (1) 17 587,8 20 359,2 15,76%

Residual 6 (1) 3 931,5 2 289,2 -41,77%

Residual 500 (1) 40 827,2 15 371,0 -62,35%

Gas Natural (2) 106 151,8 124 110,2 16,92%

Biogás (2) - 74,6 -

Carbón (3) 393,2 289,1 -26,47%

Bagazo (3) 191,0 343,4 79,72%

(1) Consumo de Diesel 2, Residual 6 y Residual 500, expresadas en miles de galones (2) Consumo de Carbón y Bagazo, expresado en miles de toneladas (3) Consumo de Gas Natural y Biogás, expresado en miles de pies cúbicos

(*) Corresponde al traslado de las cargas de subestaciones de Zorritos y Talara hacia el Ecuador

CUADRO N° 1.9TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD - TIE (PERÚ - ECUADOR)

2009 - 2010 - 2011

CUADRO N° 1.10EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN EL COES

AÑOENERGÍA (GW.h)

EXPORTACIÓN IMPORTACIÓN

ENERGÍA (GW.h)

EXPORTACIÓN IMPORTACIÓN

2009 71,6 62 548,7

2010 75,2 111 886,3

2011 * 53,5 5 728,6

2005 5 845,3 2 670,6 1 220,7 9 736,6

2006 5 924,5 2 870,9 1 220,7 10 016,1

2007 5 963,1 2 878,8 1 244,4 10 086,3

2008 6 381,4 2 890,8 1 336,1 10 608,3

2009 8 153,8 3 212,6 1 698,8 13 065,2

2010 8 265,9 3 738,5 1 884,4 13 888,8

2011 89,0 9 785,3 4 861,0 7 324,7 22 060,0

AÑO138 kV < 69 kV* TOTAL

LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN (km)

500 kV 220 kV

(1) El saldo actual considera sólo los cobros realizados entre los generadores.

CUADRO N° 1.5POTENCIA EFECTIVA SEGÚN TIPO DE TECNOLOGÍA HIDRÁULICA Y ÁREA EN EL COES A DICIEMBRE 2011 (MW)

ÁREATECNOLOGÍA HIDRÁULICA TECNOLOGÍA TÉRMICA

PELTON TGKAPLAN CCOMBFRANCIS TVTURGO

NORTE 368,6 15,7 60,8 3,0 448,1 168,2 108,8 277,0 725,1

CENTRO 1 894,5 339,7 2 234,2 2 038,9 492,7 81,7 3,2 2 616,5 4 850,7

SUR 385,5 41,8 427,2 65,7 15,8 308,9 51,0 441,4 868,6

TOTAL COES 2 648,5 15,7 442,3 3,0 3 109,5 2 272,7 508,5 390,6 163,0 3 334,9 6 444,4

HIDRÁULICATOTAL

TÉRMICATOTAL TOTAL

DIESEL

CUADRO N° 1.4POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN EN EL

COES A DICIEMBRE 2011 (MW)

ÁREA

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GW.h)

HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

NORTE 448,1 277,0 725,1

CENTRO 2 234,2 2 616,5 4 850,7

SUR 427,2 441,4 868,6

TOTAL COES 3 109,5 3 334,9 6 444,4

(*) Se ha considerado líneas de transmisión existente de las empresas distribuidoras y libres integrantes.


LLORETO

UCAYALI

M

ICA

PUCALLPA

IQUITOSIQUITOS

LAMBAYEQ

ELIC

PACASMA

ICA

MACHÁLA

ZORRIT

L-2280

TALARA

CHICLAYO OESTE

GUADALUP

CHIMBOTE

PARAMONGA

ZAPALLA

SAN JUANBALNEARIO

SANTA ROSA

VENTANILL

CHAVARRIA

INDEPENDENCIA

MANTAR

L-2231(180,7Km)

L-2209(55 Km)

L-2211(155 Km)

L-6665

ZARUMILLA

El ARENAL

SECHURA

CONS

ILLIMOLA VIÑA

TUMAN

CHICLAYO NORTEPOMALCA

CAYA

TEMBLADERA

S

POMABAMBA

CAÑON DEL PATO

HUARÁ

PA

L-6643

CAUDALOSA

SAN NICOLÁS

BELLA U

L-6672

I,II,III,IV

AZÁNGARO

SAN RAFAEL

ANTAURA

L-6021

YARINACOCHA

PAITA

IQUITOSIQUITOS

SULLAN

YURIMAGUAS

A

SAN JACINTONEPEÑA

CASMA

L-1112

105

L-11

L-1132

TOCACHE

AGUAYTIA

IRI

CAMANÁ

LA HUACA

PIERIN

PA

SANTA ROSAL-2212

(108,46 Km

CONOCOCH

REPARTICIÓNMOLLENDO

MAJE

TOMASIRI

LA YARADA

TACNAL-6659

L-6640

L-6637 ARICOTA 2CHALLAGUAYA

ILO 2

LOS HÉROES

PUNO

TACNA

PISCO

LA JOYA

O. MALDONADO

LORETO

L-1124(109,9 Km)

L-1125(131 Km)

L-6674

09 DE OCTUBR

O A

L-1010(159,3 km)

L-1009

L-6644

CAJAMARQUILLA

CHILLÓN

OQUENDO

L-6628L-6627

)

PURMACANACARABAYLLO

L-1011(78,2 Km)

PIAS

L-1013(76,48 km)

Potencia Instalada (MW): 426,2 300,7 726,9

Potencia Efectiva (MW): 448,1 277,0 725,1

Producción Anual (GW.h): 2 214,1 960,4 3 174,4

Máxima Demanda (MW) : 389,1 175,5 564,6

ÁREA NORTE: TotalHidráulica Térmica

Potencia Instalada (MW): 2 359,4 2 766,9 5 126,3

Potencia Efectiva (MW): 2 234,2 2 616,5 4 850,7

Producción Anual (GW.h): 15 547,8 12 867,5 28 415,3

Máxima Demanda (MW) : 2 022,7 1 852,9 3 875,6

ÁREA CENTRO: TotalHidráulica Térmica

Potencia Instalada (MW): 427,8 465,3 893,1

Potencia Efectiva (MW): 427,2 441,4 868,6

Producción Anual (GW.h): 2 642,3 985,4 3 627,7

Máxima Demanda (MW) : 336,8 184,1 521,0

ÁREA SUR: TotalHidráulica Térmica

Potencia Instalada (MW): 3 213,4 3 532,9 6 746,3

Potencia Efectiva (MW): 3 109,5 3 334,9 6 444,4

Producción Anual (GW.h): 20 404,1 14 813,3 35 217,4

Máxima Demanda (MW) : 2 748,6 2 212,6 4 961,2

TOTAL SEIN* 2011 TotalHidráulica Térmica

(*) Conformado por las empresas integrantes del COES.

M

ÁSSS

BELLLLLLLLAAA UA

L-6672

I,II,III,IV

AZÁNGARO

SAN RAFAEL

ANTAURA

L-6021

IRI

CAMANÁNÁÁÁ

REPARTICIÓNMOLLOLLOLLENDOOLLE

MAJE

TOTOTOTOMASIRI

LA YAR

TACNAL-6659

L-6640

L-6637 RICOTRARR A 2TTHALLAGUHCCH AYAYY

ILO 22222

ROESRRLOS HÉRR

PUNO

TAC

LA JOYA

O. MALDONADO

L-1010(159,3 km)

L-1009

6666286666666627662

L-1011(78,2 Km)

L-1013(76,48 km)

LAMBAYAAYYAAYEQ

PACASMA

MACHÁLA

ZORRIT

L-2280

TALARAAA

CHICLAYO OESTAA EE

GUADALUP

L-6665

ZARUMILLAZZ

El ARENALLLL

SECHURAAA

CONS

ILLIMOLA VIÑAAA

TUMAN

CHICLAYO NORTEPOMALCA

CAYAAA

TEMBLADERA

CAÑON DEL PATPP OOO

PAITAAATT

SULLALAANAN

YURIMA

A

LA HUACACCACA

PARAMONGA

ZAPALLA

SAN JUANBALNEARIO

SANTA ROSA

VENTANILL

CHAVARRIA

ARÁ

PA

PA

SANTA ROSAAAL-222212-221

(108,46 K6 Km46 K

CONOCOCH

09 DE OCTUBR

CAJAMARQUILLA

CHILLÓN

OQUENDO

PURMACANACARABAYLLOAA

DESCRIPCIÓN LÍNEASEXISTENTES

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 kV

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV

LíNEA DE TRANSMISIÓN 138 kV

LíNEA DE TRANSMISIóN EN 33-50-60-66 kV

SUBESTACIÓN

CENTRAL HIDRÁULICA

CENTRAL TÉRMICA

CAPITAL DE DEPARTAMENTO


CUADRO N° 1.11EMPRESAS GENERADORAS, TRANSMISORAS, DISTRIBUIDORAS Y CLIENTES

LIBRES INTEGRANTES DEL COES - SINAC 2011

1 AGROINDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A. AGROINDUSTRIAL PARAMONGA

2 AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. AGUAS Y ENERGÍA

3 CELEPSA COMPAÑÍA ELÉCTRICA EL PLATANAL S.A. CELEPSA

4 CHINANGO S.A.C. CHINANGO

5 DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A. EGENOR

6 EDEGEL S.A.A. EDEGEL

7 ELÉCTRICA SANTA ROSA S.A.C. SANTA ROSA

8 EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA S.A. ADINELSA ADINELSA

9 EMPRESA DE ELECTRICIDAD DEL PERÚ S.A. ELECTROPERU

10 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. EGASA

11 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SUR S.A. EGESUR

12 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA MACHUPICCHU S.A. EGEMSA

13 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A. SAN GABAN

14 EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA S.A. EEPSA

15 EMPRESA GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. GEPSA

16 ENERSUR S.A. ENERSUR

17 ESCO COMPAÑÍA DE SERVICIOS DE ENERGÍA SAC ESCOSAC

18 HIDROCAÑETE S.A. HIDROCAÑETE

19 HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ SAC SANTA CRUZ

20 ILLAPU ENERGY S.A ILLAPU

21 KALLPA GENERACIÓN S.A. KALLPA

22 MAJA ENERGÍA S.A.C MAJA

23 PETRAMAS S.A.C PETRAMAS

24 SDF ENERGÍA SAC SDF ENERGIA

25 SHOUGANG GENERACIÓN ELÉCTRICA S.A.A. SHOUGESA

26 SINDICATO ENERGÉTICO S.A. SINERSA

27 SN POWER PERU S.A. SN POWER

28 SOCIEDAD MINERA CORONA S.A. CORONA

29 TERMOSELVA S.R.L. TERMOSELVA

INTEGRANTES DE GENERACIÓN

Al 31 de Diciembre 2011 el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN estuvo conformado por las centrales de generación interconectados cuyos propietarios son las siguientes empresas:

N° ABREVIATURARAZÓN SOCIAL

1 ABENGOA TRANSMISIÓN NORTE S.A ABENGOA

2 COMPAÑIA TRANSMISORA NORPERUANA S.R.L NORPERUANA

3 CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA S.A. CONENHUA

4 CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. TRANSMANTARO

5 ETESELVA S.R.L. ETESELVA

6 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERÚ S.A. ISA

7 RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. REP

8 RED ELÉCTRICA DEL SUR S.A. REDESUR

INTEGRANTES DE TRANSMISIÓN

Asimismo, el SEIN estuvo integrado por los propietarios de Líneas, subestaciones y equipos de transmisión que a continuación se detallan:


1 ELECTRO SUR ESTE S.A.A. ELECTRO SUR ESTE

2 ELECTRO SUR S.A. ELECTROSUR

3 ELECTROCENTRO S.A. ELECTROCENTRO

4 ELECTRODUNAS S.A.A. ELECTRODUNAS

5 ELECTRONOROESTE S.A. ELECTRONOROESTE

6 EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE LIMA NORTE S.A.A EDELNOR

7 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRCIDAD DEL NORTE S.A. ELECTRONORTE

8 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. HIDRANDINA

9 LUZ DEL SUR S.A.A. LUZ DEL SUR

10 SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A. SEAL

INTEGRANTES DE DISTRIBUCIÓN

Por otro lado, las empresas distribuidoras que integran el COES SINAC son propietarios de los sistemas de subtransmisión y responsables del abastecimiento de energía eléctrica de los clientes libres y regulados del SEIN. Dichas empresas integrantes son las siguientes:



CLIENTES LIBRES INTEGRANTES

Finalmente, los Clientes Libres, grandes consumidores de energía eléctrica del COES que son abastecidos por las empresas de generación y distribución estuvieron conformados por 40 empresas:

1 CEMENTO ANDINO S.A. CEMENTO ANDINO

2 CEMENTOS LIMA S.A. CEMENTOS LIMA

3 CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. CEMENTOS PACASMAYO

4 CERAMICA LIMA S.A. CERAMICA LIMA

5 CERÁMICA SAN LORENZO S.A.C CERAMICA SAN LORENZO

6 COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.A. BUENAVENTURA

7 COMPAÑIA INDUSTRIAL TEXTIL CREDISA - TRUTEX S.A.A. CREDITEX

8 COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A. ANTAMINA

9 COMPAÑÍA MINERA ARES S.A.C. MINERA ARES

10 COMPAÑÍA MINERA CASAPALCA S.A. MINERA CASAPALCA

11 COMPAÑIA MINERA CONDESTABLE S.A. CONDESTABLE

12 COMPAÑIA MINERA MILPO S.A.A. MILPO

13 COMPAÑÍA MINERA MISKIMAYO S.R.L MINERA MISKIMAYO

14 CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA S.A. ACEROS AREQUIPA

15 DOE RUN PERU S.R.L. DOE RUN

16 EMPRESA MINERA LOS QUENUALES S.A. LOS QUENUALES

17 EMPRESA SIDERÚRGICA DEL PERÚ S.A.A. SIDEPERU

18 EXSA S.A. EXSA

19 FUNDICION CALLAO S.A. FUNDICIÓN CALLAO

20 GLORIA S.A. GLORIA

21 GOLD FIELDS LA CIMA S.A. GOLD FIELDS

22 INDUSTRIAS CACHIMAYO S.A.C. INDUSTRIAS CACHIMAYO

23 MESSER GASES DEL PERÚ S.A. MESSER GASES DEL PERÚ

24 METALURGICA PERUANA S.A. METALURGICA PERUANA

25 MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A. MINERA BARRICK

26 MINERA COLQUISIRI S.A. MINERA COLQUISIRI

27 MINERA YANACOCHA S.R.L YANACOCHA

28 MINSUR S.A. MINSUR

29 PAPELERA NACIONAL S.A. PAPELERA NACIONAL

30 PERUBAR S.A. PERUBAR

31 PRODUCTOS TISSUE DEL PERÚ S.A. PROTISA

32 QUIMPAC S.A. QUIMPAC

33 SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A. SHOUGANG HIERRO

34 SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A. CERRO VERDE

35 SOUTHER PERÚ COPPER COPORATION, SUCURSAL DEL PERÚ SOUTHER PERU

36 TECNOLOGÍA DE ALIMENTOS S.A. TASA

37 UNIÓN DE CERVECERÍAS PERUANAS BACKUS Y JOHNSTON S.A.A. BACKUS Y JOHNSTON

38 VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A. VOLCAN

39 XSTRATA TINTAYA S.A. XSTRATA TINTAYA

40 YURA S.A. YURA



Aqui va la leyenda de la foto qui va la leyenda de la foto

02 ASPECTOS RELEVANTESDE LA OPERACIÓN DEL COES

02AS

PECT

OS

RELE

VAN

TES

DE L

A O

PERA

CIÓ

N D

EL C

OES

Valle y Cañón del ColcaArequipa


Mollendo Panorámica - Sin turbinasUbicación: Arequipa / Mollendo / Islay



5,87%

5,01%

7,66%

10,06%

8,45%

0,84%

8,79%8,61%

5,60%

5,56%

8,33%

10,76%

5,88%2,95%

5,94%

8,35%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

ENERGÍA

MÁXIMA DEMANDA

4 604

5 004

4 586

4 961

3 000

3 250

3 500

3 750

4 000

4 250

4 500

4 750

5 000

2 600

2 700

2 800

2 900

3 000

3 100

3 200

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

DemandaMW

EnergíaGW.h

Prog. Ejec. Prog. Ejec.

CUADRO N° 2.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA Y DEMANDA MÁXIMA MENSUAL COES - 2011

MesEnergía (GW.h)

Prog. Ejec. Desv. (%)

Demanda (MW)

Prog. Ejec. Desv. (%)

Enero 2 937 2 908 -0,99 4 604 4 586 -0,38Febrero 2 695 2 699 0,13 4 677 4 670 -0,14Marzo 3 050 2 997 -1,74 4 754 4 715 -0,83Abril 2 890 2 858 -1,11 4 751 4 744 -0,15Mayo 3 021 2 968 -1,75 4 772 4 718 -1,13Junio 2 937 2 892 -1,51 4 792 4 764 -0,58Julio 2 988 2 927 -2,03 4 786 4 691 -1,99Agosto 3 010 2 980 -0,99 4 729 4 676 -1,11Setiembre 2 914 2 903 -0,36 4 748 4 791 0,91Octubre 3 046 3 015 -0,99 4 814 4 788 -0,54Noviembre 3 001 2 977 -0,81 4 942 4 900 -0,84Diciembre 3 132 3 093 -1,26 5 004 4 961 -0,85

TOTAL 35 620 35 217 -1,13 5 004 4 961 -0,85

GRÁFICO No 2.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y DEMANDA

DE POTENCIA EN EL COES - 2011

En el Cuadro N° 2.1 se observa la tendencia mensualizada de las desviaciones de la producción y demanda programada por el COES y la ejecutada por las empresas integrantes lo cual muestra diferencias mínimas en el orden del 1,13% en producción y 0,85% en potencia.

Durante el año 2011, la producción de energía eléctrica en el SEIN alcanzó los 35 217,4 GW.h y fue 8,61% mayor al registrado en el año 2010 cuyo valor fue de 32 426,8 GW.h. Asimismo, dada la creciente demanda interna la máxima demanda de potencia ascendió a 4 961,2 MW re-

gistrado el 14 de Diciembre de 2011 a las 20:15 horas y se incrementó 8,35% respecto al año 2010. En el Gráfi co N° 2.2 se aprecia la evolución de crecimientos anuales tanto en potencia y energía.

En los Gráfi cos N° 2.3 y N° 2.5 se observa la participación por tipo de recurso energético tanto en potencia y energía producida. En dicha distribución de recursos se aprecia la importante participación del gas natural cuyas participaciones en potencia y energía alcanzaron el 41,3% y 38,2% respectivamen-te. Asimismo, el Cuadro N° 2.5 muestra que para el año 2011 la utilización del Gas de Camisea en la producción de energía eléctrica alcanzó el 34,8% de participación mientras el recurso hídrico el 57,9% de la producción total del SEIN.

GRÁFICO No 2.2CRECIMIENTO ANUAL DEL CONSUMO DE ELECTRICIDAD

2004 - 2011

02 ASPECTOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN DEL COES 17

GRÁFICO N°2.3DISTRIBUCIÓN POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

DE LA POTENCIA EFECTIVA 2011

GRÁFICO N°2.4DISTRIBUCIÓN POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

DE LA ENERGÍA PRODUCIDA EN EL 2011

GRÁFICO N°2.5

EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DE LA UTILIZACIÓN DE LOS RECURSOS

ENERGÉTICOS EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL COES

03 ESTADO ACTUAL DE LA INFRAESTRUCTURA DEL COES

03ES

TADO

ACT

UAL

DE L

A IN

FRAE

STRU

CTUR

A DE

L CO

ES

Central Termoeléctrica Chilca Ubicación: Lima / Cañete / Chilca


Reserva Nacional de ParacasICA

Crédito: Alex Bryce / PromPerú


CUADRO N° 3.1POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA

EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES A DICIEMBRE DE 2011

EMPRESAS CENTRAL UNIDAD TECNOLOGÍATIPO DE GENERACIÓN

TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)

AIPSAA Térmica C.T. PARAMONGA TV1 TV Bagazo 23,0 20,0 Térmica Total 23,0 20,0

Total 23,0 20,0

AYEPSA Hidráulica C.H. PÍAS (1) G2 FRANCIS Hidro 6,3 6,3 Hidráulica Total 6,3 6,3

Total 6,3 6,3

CELEPSA Hidráulica C.H. PLATANAL G1 PELTON Hidro 110,0 108,7 G2 PELTON Hidro 110,0 108,7 Hidráulica Total 220,0 217,4

Total 220,0 217,4

CHINANGO Hidráulica C.H. CHIMAY G1 FRANCIS Hidro 71,4 75,5 G2 FRANCIS Hidro 71,4 75,4 C.H. YANANGO G1 FRANCIS Hidro 42,3 42,6 Hidráulica Total 185,1 193,5

Total 185,1 193,5

CORONA Hidráulica C.H. HUANCHOR G1 FRANCIS Hidro 9,2 9,8 G2 FRANCIS Hidro 9,2 9,9 Hidráulica Total 18,4 19,6

Total 18,4 19,6

EDEGEL Hidráulica C.H. CALLAHUANCA G1 PELTON Hidro 15,9 15,2 G2 PELTON Hidro 15,9 15,2 G3 PELTON Hidro 15,9 15,2 G4 PELTON Hidro 35,0 34,8 C.H. HUAMPANI G1 FRANCIS Hidro 15,7 15,8 G2 FRANCIS Hidro 15,7 14,4 C.H. HUINCO G1 PELTON Hidro 64,6 58,8 G2 PELTON Hidro 64,6 63,8 G3 PELTON Hidro 64,6 62,3 G4 PELTON Hidro 64,6 62,4 C.H. MATUCANA G1 PELTON Hidro 60,0 64,1 G2 PELTON Hidro 60,0 64,4 C.H. MOYOPAMPA G1 PELTON Hidro 25,4 22,8 G2 PELTON Hidro 25,4 22,8 G3 PELTON Hidro 24,6 20,5 Hidráulica Total 567,9 552,7 Térmica C.T. SANTA ROSA TG8 TG Gas Natural de Camisea 200,0 199,8 UTI-5 TG Gas Natural de Camisea 59,6 53,1 UTI-6 TG Gas Natural de Camisea 59,6 52,0 WTG-7 TG Gas Natural de Camisea 127,5 123,9 C.T. VENTANILLA TG3+TG4 CCOMB F.DIREC. CCOMB Gas Natural de Camisea 522,0 492,7 Térmica Total 968,7 921,6

Total 1 536,6 1 474,2

EEPSA Térmica C.T. MALACAS TG-1 TG Gas Natural de Malacas 19,4 13,1 TG-2 TG Gas Natural de Malacas 19,4 15,0 TG-4 TG Gas Natural de Malacas 97,0 102,7 Térmica Total 135,7 130,9

Total 135,7 130,9

EGASA Hidráulica C.H. CHARCANI I G1 FRANCIS Hidro 0,9 0,9 G2 FRANCIS Hidro 0,9 0,9 C.H. CHARCANI II G1 FRANCIS Hidro 0,2 0,2 G2 FRANCIS Hidro 0,2 0,2 G3 FRANCIS Hidro 0,2 0,2 C.H. CHARCANI III G1 FRANCIS Hidro 2,1 2,2 G2 FRANCIS Hidro 2,1 2,3 C.H. CHARCANI IV G1 FRANCIS Hidro 5,2 5,0 G2 FRANCIS Hidro 5,2 5,1 G3 FRANCIS Hidro 5,2 5,2 C.H. CHARCANI V G1 PELTON Hidro 48,5 48,1 G2 PELTON Hidro 48,5 48,2 G3 PELTON Hidro 48,5 48,3 C.H. CHARCANI VI G1 FRANCIS Hidro 9,0 8,9 Hidráulica Total 176,4 175,8 Térmica C.T. CHILINA C. COMBINADO CCOMB Diesel 2 21,0 15,8 SULZER1 DIESEL Residual 6 5,2 5,1 SULZER2 DIESEL Residual 6 5,2 5,0 TV2 TV Residual 500 7,0 6,2 TV3 TV Residual 500 10,0 10,2 C.T. MOLLENDO MIRLESS 1 DIESEL Residual 500 10,6 8,9 MIRLESS 2 DIESEL Residual 500 10,6 10,7 MIRLESS 3 DIESEL Residual 500 10,6 10,2 C.T. PISCO TG-1 TG Gas Natural de Camisea 37,4 34,4 TG-2 TG Gas Natural de Camisea 37,4 34,5 Térmica Total 155,0 141,0Total 331,4 316,7EGEMSA Hidráulica C.H. MACHUPICCHU G1 PELTON Hidro 30,2 29,3 G2 PELTON Hidro 30,2 30,0 G3 PELTON Hidro 30,2 29,6 Hidráulica Total 90,5 88,8

Total 90,5 88,8

03 ESTADO ACTUAL DE LA INFRAESTRUCTURA DEL COES 21



POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)

EGENOR Hidráulica C.H. CAÑA BRAVA G1 KAPLAN Hidro 5,3 5,7 C.H. CAÑON DEL PATO G1 PELTON Hidro 41,1 43,2 G2 PELTON Hidro 41,1 44,2 G3 PELTON Hidro 41,1 43,9 G4 PELTON Hidro 41,1 43,8 G5 PELTON Hidro 41,1 44,4 G6 PELTON Hidro 41,1 44,1 C.H. CARHUAQUERO G1 PELTON Hidro 32,6 32,6 G2 PELTON Hidro 31,5 31,5 G3 PELTON Hidro 31,0 31,0 C.H. CARHUAQUERO IV G4 PELTON Hidro 10,0 10,0 Hidráulica Total 357,0 374,3 Térmica C.T. CHICLAYO OESTE GMT-1 DIESEL Residual 6 5,1 4,2 GMT-2 DIESEL Residual 6 5,1 3,8 GMT-3 DIESEL Residual 6 5,0 2,5 SULZER-1 DIESEL Residual 6 5,7 4,6 SULZER-2 DIESEL Residual 6 5,7 4,5 C.T. CHIMBOTE TG-3 TG Diesel 2 21,0 20,2 C.T. LAS FLORES TG-1 TG Gas Natural de Camisea 192,5 198,4 C.T. PIURA GMT-1 DIESEL Residual 6 5,0 4,0 GMT-2 DIESEL Residual 6 5,0 3,7 MIRLEES-1 DIESEL Diesel 2 1,4 1,2 MIRLEES-4 DIESEL Diesel 2 2,3 1,8 TG TG Residual 6 21,0 17,1 Térmica Total 274,8 266,1

Total 631,8 640,4

EGESUR Hidráulica C.H. ARICOTA I G1 PELTON Hidro 11,9 11,2 G2 PELTON Hidro 11,9 11,3 C.H. ARICOTA II G1 PELTON Hidro 11,9 12,4 Hidráulica Total 35,7 34,9 Térmica C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 1 TG Gas Natural de Camisea 5,7 5,7 WARTSILA 2 TG Gas Natural de Camisea 5,7 5,8 WARTSILA 3 TG Gas Natural de Camisea 5,7 5,7 WARTSILA 4 TG Gas Natural de Camisea 5,7 5,7 Térmica Total 22,9 23,0

Total 58,6 57,9

ELECTROPERÚ Hidráulica C.H. MANTARO G1 PELTON Hidro 114,0 103,0 G2 PELTON Hidro 114,0 104,3 G3 PELTON Hidro 114,0 106,3 G4 PELTON Hidro 114,0 107,3 G5 PELTON Hidro 114,0 84,1 G6 PELTON Hidro 114,0 82,5 G7 PELTON Hidro 114,0 83,1 C.H. RESTITUCION G1 PELTON Hidro 70,1 70,8 G2 PELTON Hidro 70,1 71,7 G3 PELTON Hidro 70,1 72,9 Hidráulica Total 1 008,4 886,0 Térmica C.T. EMERGENCIA TRUJILLO (2) (3) 40 unidades MTU DIESEL Diesel 2 64,0 62,1 C.T. TUMBES MAK1 DIESEL Residual 6 9,3 8,0 MAK2 DIESEL Residual 6 9,3 8,3 Térmica Total 82,7 78,5

Total 1 091,0 964,5

ENERSUR Hidráulica C.H. YUNCAN G1 PELTON Hidro 43,4 45,5 G2 PELTON Hidro 43,4 45,9 G3 PELTON Hidro 43,4 45,4 Hidráulica Total 130,1 136,8 Térmica C.T. CHILCA TG1 TG Gas Natural de Camisea 180,0 171,5 TG2 TG Gas Natural de Camisea 180,0 170,3 TG3 TG Gas Natural de Camisea 199,8 194,2 C.T. ILO1 CATKATO DIESEL Diesel 2 3,1 3,3 TG-1 TG Diesel 2 39,3 34,9 TG-2 TG Diesel 2 42,2 30,7 TV2 TV Residual 500 22,0 22,8 TV3 TV Residual 500 66,0 67,6 TV4 TV Residual 500 66,0 61,4 C.T. ILO2 TVC1 TV Carbón 135,0 140,6 Térmica Total 933,4 897,4

Total 1 063,6 1 034,2

GEPSA Hidráulica C.H. LA JOYA G1 FRANCIS Hidro 5,0 4,8 G2 FRANCIS Hidro 5,0 4,8 Hidráulica Total 10,0 9,6

Total 10,0 9,6

KALLPA Térmica C.T. KALLPA TG1 TG Gas Natural de Camisea 180,0 186,4 TG2 TG Gas Natural de Camisea 216,0 193,5 TG3 TG Gas Natural de Camisea 233,0 197,8 Térmica Total 629,0 577,8

Total 629,0 577,8

MAJA ENERGÍA Hidráulica C.H. RONCADOR G1 - G2 FRANCIS Hidro 3,8 3,5 Hidráulica Total 3,8 3,5

Total 3,8 3,5

PETRAMAS Térmica C.TB. HUAYCOLORO (4) G1-G2-G3 DIESEL Biogás 4,8 3,2 Térmica Total 4,8 3,2

Total 4,8 3,2






POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)

SAN GABÁN Hidráulica C.H. SAN GABAN II G1 PELTON Hidro 55,0 56,6 G2 PELTON Hidro 55,0 56,5 Hidráulica Total 110,0 113,1 Térmica C.T. BELLAVISTA ALCO DIESEL Diesel 2 2,5 1,7 MAN 1 DIESEL Diesel 2 2,3 1,8 C.T. TAPARACHI MAN 1 DIESEL Diesel 2 1,0 0,6 MAN 3 DIESEL Diesel 2 2,3 1,6 MAN 4 DIESEL Diesel 2 2,3 1,6 SKODA 1 DIESEL Diesel 2 1,1 0,5 Térmica Total 11,5 7,8

Total 121,5 120,9

SANTA CRUZ Hidráulica C.H. SANTA CRUZ G1 FRANCIS Hidro 3,5 3,5 G2 FRANCIS Hidro 3,5 3,5 C.H. SANTA CRUZ II G1 FRANCIS Hidro 3,5 3,7 G2 FRANCIS Hidro 3,5 3,7 Hidráulica Total 14,0 14,4

Total 14,0 14,4

SANTA ROSA Hidráulica C.H. PURMACANA (5) G1 FRANCIS Hidro 1,8 1,8 Hidráulica Total 1,8 1,8

Total 1,8 1,8

SDF ENERGÍA Térmica C.T. OQUENDO TG1 TG Gas Natural de Camisea 31,0 29,4 Térmica Total 31,0 29,4Total 31,0 29,4SHOUGESA Térmica C.T. SAN NICOLÁS TG1 TG Diesel 2 1,3 1,2 TV-1 TV Residual 500 20,2 18,7 TV-2 TV Residual 500 20,2 17,1 TV-3 TV Residual 500 26,9 25,9 Térmica Total 68,5 63,0

Total 68,5 63,0

SINERSA Hidráulica C.H. POECHOS II G1 KAPLAN Hidro 10,0 5,0 G2 KAPLAN Hidro 5,0 Hidráulica Total 10,0 10,0

Total 10,0 10,0

SN POWER Hidráulica C.H. CAHUA G1 FRANCIS Hidro 21,8 21,4 G2 FRANCIS Hidro 21,8 21,7 C.H. GALLITO CIEGO G1 FRANCIS Hidro 17,0 19,0 G2 FRANCIS Hidro 17,0 19,1 C.H. MALPASO G1 FRANCIS Hidro 13,6 12,1 G2 FRANCIS Hidro 13,6 12,8 G3 FRANCIS Hidro 13,6 11,2 G4 FRANCIS Hidro 13,6 11,9 C.H. OROYA G1 PELTON Hidro 3,0 3,1 G2 PELTON Hidro 3,0 3,2 G3 PELTON Hidro 3,0 3,2 C.H. PACHACHACA G1 PELTON Hidro 3,0 3,2 G2 PELTON Hidro 3,0 3,3 G3 PELTON Hidro 3,0 3,2 C.H. PARIAC CH2 G1 FRANCIS Hidro 0,2 0,5 CH2 G2 FRANCIS Hidro 0,4 0,3 CH3 G1 FRANCIS Hidro 0,4 0,8 CH3 G2 FRANCIS Hidro 0,9 0,4 CH4 G1 TURGO Hidro 1,5 1,5 CH4 G2 TURGO Hidro 1,5 1,5 C.H. YAUPI G1 PELTON Hidro 21,6 22,7 G2 PELTON Hidro 21,6 22,6 G3 PELTON Hidro 21,6 22,5 G4 PELTON Hidro 21,6 22,5 G5 PELTON Hidro 21,6 22,5 C.H. HUAYLLACHO G1 PELTON Hidro 0,3 0,2 C.H. MISAPUQUIO G1 PELTON Hidro 1,9 1,9 G2 PELTON Hidro 1,9 1,9 C.H. SAN ANTONIO G1 FRANCIS Hidro 0,6 0,6 C.H. SAN IGNACIO G1 FRANCIS Hidro 0,5 0,4 Hidráulica Total 268,2 271,1

Total 268,2 271,1

TERMOSELVA Térmica C.T. AGUAYTIA TG-1 TG Gas Natural de Aguaytía 96,2 88,4 TG-2 TG Gas Natural de Aguaytía 95,7 87,0 Térmica Total 191,9 175,4Total 191,9 175,4

Total Hidráulica 3 213,4 3 109,5

Total Térmica 3 532,9 3 334,9

Total SEIN 6 746,3 6 444,4

Nota:(1) Ingreso de Operación comercial del grupo G2 de la C.H. Pías el 01-11-2011 (2) Retiro de Operación comercial de la C.T. Emergencia Trujillo el 31-07-2011 (3) Reingreso de Operación comercial de la C.T. Emergencia Trujillo el 01-09-2011 (4) Ingreso de Operación comercial de la C.T.B. Huaycoloro el 12-11-2011 (5) Ingreso de Operación comercial de la C.H. Purmacana el 18-03-2011 Retiro de Operación Comercial de C.T. Paita y CT. Sullana el 30-12-2010Retiro de Operación Comercial de C.T. Yarinacocha el 04-03-2011Retiro de Operación comercial del grupo TG1 C.T. Chimbote el 30-09-2011Reingreso de Operación comercial del grupo TG1 C.T. Chimbote el 23-08-2011




EDEGEL22,88%

ENERSUR16,05%

ELECTROPERÚ14,97%

EGENOR9,94%

KALLPA GENERACIÓN8,75%

EGASA4,92%SN POWER

4,21%

CELEPSA3,37%

CHINANGO3,00%

TERMOSELVA2,72%

EEPSA2,03%

SAN GABÁN1,88%

EGEMSA1,38%

SHOUGESA0,98%

EGESUR0,90%

SDF ENERGÍA0,46%

AIPSAA0,31%

CORONA0,30%

SANTA CRUZ0,22%

SINERSA0,16%

GEPSA0,15%

AYEPSA0,10%

MAJA ENERGÍA0,05%

PETRAMAS0,05% SANTA ROSA

0,03%

CUADRO N° 3.2POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN

(MW)

TIPO DE GENERACIÓN

PARTICIPACIÓN (%)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)

Hidráulica 3 109,5 48,25

Térmica 3 334,9 51,75

TOTAL 6 444,4 100,00

CUADRO N° 3.3POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE

TECNOLOGÍA (MW)

EMPRESASPOTENCIA EFECTIVA

(MW)

EDEGEL 1 474,2ENERSUR 1 034,2ELECTROPERÚ 964,5EGENOR 640,4KALLPA 577,8EGASA 316,7SN POWER 271,1CELEPSA 217,4CHINANGO 193,5TERMOSELVA 175,4EEPSA 130,9SAN GABÁN 120,9EGEMSA 88,8SHOUGESA 63,0EGESUR 57,9SDF ENERGÍA 29,4AIPSAA 20,0CORONA 19,6SANTA CRUZ 14,4SINERSA 10,0GEPSA 9,6AYEPSA 6,3MAJA ENERGÍA 3,5PETRAMAS 3,2SANTA ROSA 1,8

TOTAL 6 444,4

GRÁFICO No 3.2POTENCIA EFECTIVA POR EMPRESAS INTEGRANTES

TOTAL A DICIEMBRE = 6 444,38 MW

GRÁFICO No 3.1POTENCIA EFECTIVA - POR TIPO DE GENERACIÓN

TOTAL A DICIEMBRE 2011 = 6 444,4 MW

Hidráulica48,25%

Térmica51,75%

Al 31 de Diciembre del año 2011 la potencia efectiva por tipo de generación alcanzó 6 444,4 MW cifra que disminuyó a la registrada en el año 2010 cuyo valor fue de 6 463,4 MW. Dicha disminución se debe a la salida de operación comercial de las cuatro unidades Wartsila de la C.T Yarinacocha (62,13 MW) y los Motores Diesel de las centrales térmicas C.T. Sullana (6,45 MW) y C.T. Paita (3,72 MW). Por otro lado, se ha incorporado al SEIN las centrales hidroeléctricas C.H. Purmacana con 2,3 MW, la unidad G2 de C.H. Pías (6,3 MW) y central térmica a biomasa

C.T.B. Huaycoloro (3,21 MW). Dichas centrales son califi cadas como RER (Recursos Energéticos Renovables) según Decreto Legislativo N° 1002 y forman parte de la Primera Adjudicación en la Subasta RER llevada a cabo el 12 de febrero del año 2010.

En el Cuadro N° 3.2 se observa que de los 6 444,4 MW de potencia efectiva registrada a diciembre 2011 el 51,7% (3 334,9 MW) fue del tipo térmico mientras el 48,3% fue hidráulico. Por otro lado, en el Cuadro N° 3.3 las empresas integrantes del COES SINAC EDEGEL, ENERSUR, ELECTROPERÚ, EGENOR, KALLPA, EGASA, SN POWER, CELEPSA, CHINANGO, TERMOSELVA, EEPSA y SAN GABÁN representaron el 94,9% (6 117 MW) de la capacidad efectiva del SEIN, mientras en menor magnitud los integrantes EGEMSA, SHOUGESA, EGESUR, SDF ENERGÍA, AIPSAA, CORONA, SANTA CRUZ, SINERSA, GEPSA, AYEPSA, MAJA ENERGÍA, PETRAMAS y SANTA ROSA Egemsa, Shougesa, Egesur, SDF Energía, Aipsaa, Corona, Santa Cruz, Sinersa, Gepsa, Ayepsa, Maja Energía, Petramas y Santa Rosa representaron el 5,1% (327 MW) de la potencia efectiva total del SEIN.

En el Cuadro N° 3.4 se aprecia que las turbinas Pelton presentaron la mayor capacidad efectiva en el SEIN llegando a alcanzar 2 648,5 MW, seguido de las turbogas 2 272,7 MW, Ciclo Combinado con 508,5 MW, Turbinas Francis con 442,3 MW, Turbo vapor con 390,6 MW y las centrales con menor capacidad efectiva utilizaron Motores Diesel, Turbinas Kaplan y Turgo que alcanzaron los 181,7 MW.

Asimismo, en el Cuadro N° 3.5 se muestra la potencia efectiva desagregado por tipo de recurso energético siendo el más utilizado el Agua con el 47,30%, Gas Natural de Camisea con el 36,5%, Gas Natural de Aguaytía y Malacas, Residual, Diesel y Carbón con el 14,8%, mientras que los Re-cursos Energéticos Renovables (RER) alcanzaron el 1,3% (84,5 MW) de la potencia efectiva total del SEIN. Cabe señalar, que dicha centrales RER lo conforman las centrales C.H. Carhuaquero IV (5,7 MW), C.H. Caña Brava (9,9 MW), C.H. La Joya (9,6 MW), C.H. Santa Cruz I y II (14,38 MW), C.H. Poechos II (10 MW), C.H. Roncador (3,48 MW), C.T. Paramonga (20 MW), C.H. Purmacana (1,79 MW), C.H. Pías (6,3 MW) y C.T.B. Huaycoloro (3,21 MW).


AGUA47,30%

GAS NATURAL DE CAMISEA36,54% GAS NATURAL DE

AGUAYTIA

GAS NATURAL DE MALACAS

RESIDUAL

DIESEL 2

CARBÓN

RENOVABLES

OTRAS TÉRMICAS16,16%

2,72%

2,03%

5,13%

2,78%

2,18%

1,31%

CUADRO N° 3.5POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN (MW)

TIPO DE RECURSOENERGÉTICO

(%)POTENCIA EFECTIVA

(MW)

AGUA 3 048,2 47,30

GAS NATURAL DE CAMISEA 2 355,0 36,54

GAS NATURAL DE AGUAYTIA 175,4 2,72

GAS NATURAL DE MALACAS 130,9 2,03

RESIDUAL 330,6 5,13

DIESEL 2 179,1 2,78

CARBÓN 140,6 2,18

RENOVABLES 84,5 1,31

TOTAL 6 444,4 100,00

CUADRO N° 3.6INGRESO DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN EN EL COES 2011

TENSIÓN (kV)

POTENCIAEFECTIVA

(MW)

FECHA DE INGRESO DE OPERACIÓN COMERCIALUNIDADN° EMPRESA CENTRAL

1 SANTA ROSA C.H. PURMACANA *** G1 2,3 1,8 18-03-2011

2 AYEPSA C.H. PÍAS *** G2 6,3 6,3 01-11-2011

3 PETRAMAS C.T.B. HUAYCOLORO *** G1-G2-G3* 0,5 3,2 12-11-2011

4 EGENOR C.T. CHIMBOTE TG1** 13,8 19,3 23-08-2011

5 ELECTROPERU C.T. EMERGENCIA TRUJILLO 40 unidades MTU** 0,5 62,1 01-09-2011

TOTAL(1) 92,8

(1) Incluye los ingresos y reingresos de operación comercial en el COES.(*) Conformado por 3 Motores Diesel de 1,6 MW de potencia instalada cada uno.(**) Corresponden a su reingreso de operación comercial.(***) Ingresos de operación comercial efectuados por primera vez en el COES.

Durante el año 2011 ingresaron a operación comercial las siguientes unidades de generación

GRÁFICO No 3.4POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

TOTAL A DICIEMBRE = 6 444,38 MW

TURBOGAS68,15%

CICLO COMBINADO

15,25%

TURBO VAPOR11,71%

DIESEL4,89%

TURBINA PELTON85,18%

TURBINA FRANCIS14,22%

TURBINA KAPLAN0,51%

TURBINA TURGO0,10%

CUADRO N° 3.4POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE TECNOLOGÍA

(MW)

TIPO HIDRAÚLICA (%) TÉRMICA (%)

TURBINA PELTON 2 648,5 85,18

TURBINA FRANCIS 442,3 14,22

TURBINA KAPLAN 15,7 0,51

TURBINA TURGO 3,0 0,10

TURBOGAS 2 272,7 68,15

CICLO COMBINADO 508,5 15,25

TURBO VAPOR 390,6 11,71

DIESEL 163,0 4,89

TOTAL 3 109,5 100,0 3 334,9 100,00

GRÁFICO No 3.3POTENCIA EFECTIVA POR TIPO GENERACIÓN Y TECNOLOGÍA

TOTAL POTENCIA EFECTIVA

A DICIEMBRE 2011

HIDRÁULICA = 3 109,48 MW

TÉRMICA = 3 334,91 MW


CUADRO N° 3.8FECHA DE INGRESO EN OPERACIÓN COMERCIAL DE CENTRALES Y/O UNIDADES DE GENERACIÓN DEL COES

2001 - 2011

TECNOLOGÍAFECHA DE

INGRESO ALC0ES

POTENCIAEFECTIVA

(MW)EMPRESA

TIPO DE GENERACIÓN CENTRAL UNIDAD

TIPO DERECURSO

ENERGÉTICOOBSERVACIONES

ELECTROPERU TÉRMICA C.T. TUMBES MAK2 DIESEL RESIDUAL 6 28/02/2001 8,97 EGEMSA HIDRAÚLICA C.H. MACHUPICCHU G1 PELTON HIDRO 07/06/2001 28,89 Unidad rehabilitadaEGEMSA HIDRAÚLICA C.H. MACHUPICCHU G2 PELTON HIDRO 01/07/2001 28,91 Unidad rehabilitadaSHOUGESA TÉRMICA C.T. SAN NICOLAS CUMMINS TG DIESEL 26/07/2001 1,24 Incorporación al SEINEGEMSA HIDRAÚLICA C.H. MACHUPICCHU G3 PELTON HIDRO 20/10/2001 27,9 Unidad rehabilitadaCORONA HIDRAÚLICA C.H. HUANCHOR G1 FRANCIS HIDRO 06/11/2002 9,76 CORONA HIDRAÚLICA C.H. HUANCHOR G2 FRANCIS HIDRO 06/11/2002 9,87 ELECTROPERU TÉRMICA C.T. YARINACOCHA WARTSILA 1 DIESEL RESIDUAL 6 27/02/2003 6,26 Incorporación al SEINELECTROPERU TÉRMICA C.T. YARINACOCHA WARTSILA 2 DIESEL RESIDUAL 6 27/02/2003 6,23 Incorporación al SEINELECTROPERU TÉRMICA C.T. YARINACOCHA WARTSILA 3 DIESEL RESIDUAL 6 27/02/2003 6,26 Incorporación al SEINELECTROPERU TÉRMICA C.T. YARINACOCHA WARTSILA 4 DIESEL RESIDUAL 6 27/02/2003 6,24 Incorporación al SEINSN POWER HIDRAÚLICA C.H. MISAPUQUIO PELTON HIDRO 02/04/2003 3,87 Incorporación al SEINSN POWER HIDRAÚLICA C.H. SAN ANTONIO G1 FRANCIS HIDRO 02/04/2003 0,58 Incorporación al SEINSN POWER HIDRAÚLICA C.H. SAN IGNACIO G1 FRANCIS HIDRO 02/04/2003 0,42 Incorporación al SEINSN POWER HIDRAÚLICA C.H. HUAYLLACHO G1 PELTON HIDRO 02/04/2003 0,19 Incorporación al SEINEDEGEL TÉRMICA C.T. VENTANILLA TG4 TG GAS NATURAL 08/09/2004 156,10 Sin inyeccion de agua con GNEDEGEL TÉRMICA C.T. VENTANILLA TG3 TG GAS NATURAL 29/09/2004 159,21 Sin inyeccion de agua con GNSN POWER HIDRAÚLICA C.H. OROYA G3 PELTON HIDRO 20/11/2004 2,94 EDEGEL TÉRMICA C.T. SANTA ROSA WTG7 TG GAS NATURAL 01/06/2005 123,30 Con inyeccion de agua a GNENERSUR HIDRAÚLICA C.H. YUNCAN G1-G2-G3 PELTON HIDRO 24/08/2005 136,76 ELEC. SANTA ROSA HIDRAÚLICA C.H. SANTA ROSA I G1 PELTON HIDRO 06/01/2006 1,02 EDEGEL TÉRMICA C.T. SANTA ROSA UTI 5 TG GAS NATURAL 17/06/2006 52,02 Conversión a Gas NaturalEDEGEL TÉRMICA C.T. VENTANILLA CCTG3 TG GAS NATURAL 19/07/2006 216,90 EDEGEL TÉRMICA C.T. VENTANILLA CCTG3 TG GAS NATURAL 17/08/2006 216,90 EDEGEL TÉRMICA C.T. SANTA ROSA UTI 6 TG GAS NATURAL 24/08/2006 52,00 Conversión a Gas NaturalEDEGEL TÉRMICA C.T. VENTANILLA TG3+TG4+TV CCOMB. GAS NATURAL 19/10/2006 457,00 ENERSUR TÉRMICA C.T. CHILCA I TG1 TG GAS NATURAL 11/12/2006 174,28 EDEGEL TÉRMICA C.T. VENTANILLA TG3+TG4+TV CCOMB. GAS NATURAL 21/03/2007 485,00 KALLPA TÉRMICA C.T. KALLPA TG1 TG GAS NATURAL 01/07/2007 171,68 ENERSUR TÉRMICA C.T. CHILCA I TG12 TG GAS NATURAL 09/07/2007 175,96 EGENOR HIDRAÚLICA C.H. CARHUAQUERO IV G4 PELTON HIDRO 22/05/2008 9,98 ELECTROPERU TÉRMICA C.T. TUMBES MAK 1 DIESEL RESIDUAL 6 04/06/2008 9,17 ReingresoELECTROPERU TÉRMICA C.T. TUMBES MAK 2 DIESEL RESIDUAL 6 04/06/2008 8,10 ReingresoEGENOR HIDRAÚLICA C.H. CAÑA BRAVA G1 KAPLAN HIDRO 19/02/2009 5,71 ELEC. SANTA CRUZ HIDRAÚLICA C.H. SANTA CRUZ I G1 FRANCIS HIDRO 19/02/2009 3,15 SDF ENERGIA TÉRMICA C.T. OQUENDO TG1 TG GAS NATURAL 06/03/2009 28,00 Cogeneración a GNELEC. SANTA CRUZ HIDRAÚLICA C.H. SANTA CRUZ I G2 FRANCIS HIDRO 30/05/2009 3,01 KALLPA TÉRMICA C.T. KALLPA TG2 TG GAS NATURAL 25/06/2009 194,67 A Gas NaturalELECTROPERU TÉRMICA C.T. EMERG. TRUJILLO DIESEL RESIDUAL 6 07/07/2009 62,00 ENERSUR TÉRMICA C.T. CHILCA I TG13 TG GAS NATURAL 02/08/2009 194,60 A Gas NaturalEDEGEL TÉRMICA C.T. SANTA ROSA TG8 TG GAS NATURAL 02/09/2009 193,18 A Gas NaturalGEPSA HIDRAÚLICA C.H. LA JOYA G1 FRANCIS HIDRO 01/10/2009 9,60 EGEMSA TÉRMICA C.T. DOLORESPATA ALCO 1-2, GM 1-2-3 DIESEL RESIDUAL 6 29/01/2010 11,45 ReingresoAIPSAA TÉRMICA C.T PARAMONGA I TV1 TV BAGAZO 17/03/2010 20 KALLPA TÉRMICA C.T. KALLPA TG3 TG GAS NATURAL 24/03/2010 196,611 CELEPSA HIDRAÚLICA C.H. PLATANAL G1 PELTON HIDRO 31/03/2010 108,4 CELEPSA HIDRAÚLICA C.H. PLATANAL G2 PELTON HIDRO 31/03/2010 108,5 MAJA ENERGIA HIDRAÚLICA C.H. RONCADOR G1 FRANCIS HIDRO 28/04/2010 1,3 SINERSA HIDRAÚLICA C.H. POECHOS II G1-G2 KAPLAN HIDRO 30/04/2010 10 ELEC. SANTA CRUZ HIDRAÚLICA C.H. SANTA CRUZ II G2 FRANCIS HIDRO 14/05/2010 3,34 EGENOR TÉRMICA C.T. LAS FLORES TG1 TG GAS NATURAL 17/05/2010 197,1 ELEC. SANTA CRUZ HIDRAÚLICA C.H. SANTA CRUZ II G1 FRANCIS HIDRO 10/06/2010 3,36 EGASA TÉRMICA C.T. PISCO TG2 TG GAS NATURAL 03/09/2010 36,47 EGASA TÉRMICA C.T. PISCO TG1 TG GAS NATURAL 02/10/2010 36,73 EGESUR TÉRMICA C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 1 TG GAS NATURAL 02/10/2010 5,73 EGESUR TÉRMICA C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 2 TG GAS NATURAL 02/10/2010 5,73 EGESUR TÉRMICA C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 4 TG GAS NATURAL 02/10/2010 5,73 EGESUR TÉRMICA C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 3 TG GAS NATURAL 20/10/2010 5,73 MAJA ENERGIA HIDRAÚLICA C.H. RONCADOR G1 FRANCIS HIDRO 11/12/2010 3,48 ELECTROPERU TÉRMICA C.T. EMERG. TRUJILLO DIESEL RESIDUAL 6 19/01/2011 62,00 ELEC. SANTA ROSA HIDRAÚLICA C.H PURMACANA G1 FRANCIS HIDRO 18/03/2011 1,8 EGENOR TÉRMICA C.T. CHIMBOTE TG1 TG DIESEL 23/08/2011 19,77 Reingreso (hasta el 30-09-11)ELECTROPERU TÉRMICA C.T. EMERG. TRUJILLO DIESEL RESIDUAL 6 01/09/2011 62,00 ReingresoAYEPSA HIDRAÚLICA C.H. PIAS 1 G2 FRANCIS HIDRO 01/11/2011 6,3 PETRAMAS TÉRMICA C.T.B. HUAYCOLORO * G1-G2-G3 DIESEL BIOGAS 12/11/2011 3,2

N°

CUADRO N° 3.7RETIRO DE UNIDADES DE GENERACIÓN EN EL COES 2011

TENSIÓN (kV)

POTENCIAEFECTIVA

(MW)

Fecha de Retiro de Operación ComercialUNIDADEMPRESA CENTRAL

1 ELECTROPERU C.T. YARINACOCHA WARTSILA 1 10,5 6,2 04-03-2011

WARTSILA 2 10,5 6,1

WARTSILA 3 10,5 6,1

WARTSILA 4 10,5 6,1

2 ELECTROPERU C.T. EMERGENCIA TRUJILLO 40 unidades MTU 0,5 62,1 31-07-2011

3 EGENOR C.T. CHIMBOTE TG1 13,8 19,3 30-09-2011

TOTAL 106,0

En el COES se registraron retiros de unidades de generación ubicadas en la Zona Norte y Centro del país las misma que se indican a continuación:

Nota:(*) Los valores de potencia efectiva corresponden a los vigentes en la fecha de ingreso de operación comercial.(**) C.T.B.: Central Térmica de Biomasa.


CUADRO N° 3.9NUEVAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN EN EL COES AL 31 DE DICIEMBRE 2011

TENSIÓN (kV)

LONGITUD (km)

Fecha de Ingreso de Operación ComercialN° EMPRESA EQUIPO

1 ELECTRODUNAS L-6625 (Ica – Señor de Luren) y Subestaciones 60 7,4 06-02-2011

2 ELECTROPUNO L-6024 (Azangaro – Putina), y Subestaciones 60 38,0 17-02-2011

3 ELECTROPUNO L-6025 (Putina – Ananea), y Subestaciones 60 48,7 17-02-2011

4 ELECTROPUNO L-6026 (Putina – Huancane), y Subestaciones 60 35,0 17-02-2011

5 ELECTROCENTRO L-6080 (Oxapampa – Villarica), y subestaciones 60 23,9 22-05-2011

6 ELECTROCENTRO L-6084 (Villa Rica – Pichanaki) , y subestaciones 60 56,0 22-05-2011

7 ELECTROCENTRO L-6086 (Pichanaki – Satipo), y subestaciones 60 43,0 22-05-2011

8 HIDRANDINA L-6693 (Pomabamba – Huari), y subestaciones 60 74,2 29-06-2011

9 MAPLE L-6699 (Piura Oeste – Maple), y subestaciones 60 36,5 23-05-2011

10 AATE L-6704 (Santa Rosa – Grau), y subestación Grau 60 3,2 17-06-2011

11 AYEPSA L-1140 (Llacuabamba – Pías), y subestaciones 138 21,7 04-06-2011

12 ATN L-2264 (Paragsha – Conococha) 220 140,2 12-02-2011

13 CTM L-2103 (Chilca – Planicie) 220 50,0 23-03-2011

14 CTM L-2104 (Chilca – Planicie) 220 50,0 23-03-2011

15 CTM L-2105 (Planicie – Carabayllo) 220 40,0 13-05-2011

16 CTM L-2106 (Planicie – Carabayllo ) 220 40,0 13-05-2011

17 REP L-2210 (Independencia – Ica) 220 57,1 07-05-2011

18 ATN L-2272 (Kiman Ayllu – Cajamarca) 220 223,8 11-06-2011

19 ATN L-2274 (Kiman Ayllu – Cajamarca) 220 223,8 17-06-2011

20 REP Ampliación 6: Línea Chiclayo - La Niña L-2239 (Ex L2238) 220 110,0 03-07-2011

21 REP Ampliación 6: Línea La Niña - Piura L-2241 (Ex L2239) 220 101,0 07-07-2011

22 REP Ampliación 6: Reconfi guración Línea Chiclayo - Piura L-2238 220 211,0 18-08-2011

23 ATN L-2269 (Conococha - Kiman Ayllu) 220 172,0 18-12-2011

24 ATN L-2270 (Conococha - Kiman Ayllu) 220 172,0 18-12-2011

25 CTM L-5001 (Chilca – Carabayllo) 500 89,0 14-05-2011

26 ATN S.E. Conococha (L-2278/L-2253) 220 92,46 / 51,54 06-02-2011

27 ATN S.E. Kiman Ayllu (L-1131/L-1132) 138 7,2 / 45,1 04-05-2011

Total 2 263,7

CUADRO N° 3.10NUEVOS TRANSFORMADORES EN EL COES AL 31 DE DICIEMBRE 2011

TENSIÓN (kV) CAPACIDAD


1 REP T81-121 Trujillo Norte 138/22,9/10 45/12,5/45 MVA 08-01-2011

2 REP T83-261 Piura Oeste 220/60/10 100/100/30 MVAR 23-01-2011

3 LUZ DEL SUR Reemplazo TR3 Santa Rosa 220/60 180 MVA 27-02-2011

4 REP T87-262 Guadalupe 220/60/22,9 25/25/7 MVA 17-04-2011

5 ATN Autotransformador Kiman Ayllu 220/138 100 MVA 15-05-2011

CUADRO N° 3.11NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN EN EL COES AL 31 DE DICIEMBRE 2011

TENSIÓN (kV) CAPACIDAD


1 ATN SVC Cajamarca 220 +120/-60 MVAR 27-01-2011

2 CTM SVC Socabaya 220 +300/-100 MVAR 05-07-2011

3 CTM Banco XC1 Cotaruse 220 128,9 MVAR 24-07-2011




7 ATN Reactores RA-531 Kiman Ayllu 220 50 MVAR 18-05-2011

8 ATN Reactores RA-531 Kiman Ayllu 220 50 MVAR 20-05-2011

9 CTM Reactor XL15 Cotaruse 220 50 MVAR 03-07-2011

10 CTM Reactor XL16 Cotaruse 220 50 MVAR 04-06-2011

11 SHOUGANG BC 30MVAR Shougang 13,8 kV 30 MVAR 28-11-2011

12 REP BC-20 Trujillo Norte 10 15 MVAR 18-01-2011


Fuente: Central Hidroeléctrica Yuncán / Empresa: ENERSUR

04 DIAGRAMA DE CARGA Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DEL COES

04DI

AGRA

MA

DE C

ARG

A Y

DIAG

RAM

A DE

DUR

ACIÓ

N D

EL C

OES

Ciudadela de Chan ChanLa Libertad

Crédito: Walter Silvera / PromPerú

Central Térmica de KallpaUbicación: Lima / Cañete / Chilca

Potencia Instalada: 629 MW


0,852

0,8600,854

0,837

0,845 0,8430,839

0,857

0,842

0,847 0,844

0,838

0,75

0,77

0,79

0,81

0,83

0,85

0,87

ENERO MARZO MAYO JULIO SETIEMBRE NOVIEMBRE

Factor de Carga

CUADRO N° 4.1FACTORES DE CARGA DEL SEIN Y RELACIÓN DE POTENCIA MÍNIMA / MÁXIMA

ENERO 2 621 4 586 2 908 0,852 0,571

FEBRERO 3 085 4 670 2 699 0,860 0,661

MARZO 3 093 4 715 2 997 0,854 0,656

ABRIL 3 035 4 744 2 858 0,837 0,640

MAYO 2 969 4 718 2 968 0,845 0,629

JUNIO 3 013 4 764 2 892 0,843 0,632

JULIO 2 974 4 691 2 927 0,839 0,634

AGOSTO 3 038 4 676 2 980 0,857 0,650

SETIEMBRE 3 073 4 791 2 903 0,842 0,641

OCTUBRE 3 082 4 788 3 015 0,847 0,644

NOVIEMBRE 3 208 4 900 2 977 0,844 0,655

DICIEMBRE 2 787 4 961 3 093 0,838 0,562

ANUAL 2 621 4 961 35 217 0,810 0,528

MesPotenciaMínima ( MW )

Potencia Máxima ( MW )

Produccion de Energía( GWh )

Factor de Carga

Relación P. Mín / P. Máx

GRÁFICO N° 4.1FACTORES DE CARGA MENSUAL DEL SEIN

2011

La demanda máxima del SEIN, conformado por las empresas integrantes COES SINAC, se registró el día miércoles 14 de diciembre de 2011 a las 20:15 horas, y alcanzó un valor de potencia en bornes de generación de 4 961, 2 MW y la producción de energía alcanzó 35 217,4 GW.h, lo que resultó un factor de carga anual de 0,810. La demanda mínima se presentó el día domingo 1 de enero de 2011 a las 07:15 horas, presentando un valor de potencia de generación de 2 620,8 MW, registro que representa el 52,8% de la demanda máxima.

En el Cuadro N° 4.1 se presenta el factor de carga mensual del Sistema Interconectado Nacional el cual varió entre los valores de 0,837 y 0,860, y la relación mensual de la carga mínima con respecto a la máxima varió entre 0,562 y 0,661.

En el Gráfi co N° 4.2 se muestra la evolución de los factores de carga mensual para el año 2011, y en el Gráfi co N° 4.3 muestra la evolución de carga anual del Sistema Interconectado Nacional para la última década.

En el Gráfi co N° 4.3 se muestra el diagrama de duración anual para el año 2011, y en el Gráfi co N° 4.4 los diagramas de carga para los días de máxima y mínima demanda ocurrida en el SEIN.

En el Gráfi co N° 4.5 se muestra los diagramas de duración mensuales del SEIN por tipo de recurso energético, mostrando las participaciones mensuales de los recursos energéticos. En dichas participaciones podemos mencionar la disminución de la generación hidráulica a partir del mes de mayo a octubre que corresponde al periodo de estiaje y por ende el incremento de la generación térmica cuya participación mayor fue del gas natural. Asimismo, los factores de carga mensuales variaron durante el año 2011 en un rango pequeño teniendo un valor mínimo de 83,67% registrado en el mes de abril y un valor máximo de 86.00% presentado en el mes de febrero.

04 DIAGRAMA DE CARGA Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DEL COES 31

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45

Potencia (MW)

Tiempo (h)

4 961,19

2 620,85

MÁXIMA DEMANDA(14-12-2011)

MÍNIMA DEMANDA(01-01-2011)

0,665

0,755

0,772

0,794 0,796 0,795 0,790 0,7850,802

0,787

0,808 0,810

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Factor de carga

GRÁFICO N° 4.2 FACTORES DE CARGA DEL SEIN 2000 - 2011

GRÁFICO No 4.4DIAGRAMA DE CARGA DEL SEIN

MÁXIMA Y MÍNIMA DEMANDA

2011

GRÁFICO No 4.3DIAGRAMA DURACIÓN ANUAL

2011


GRÁFICO No 4.5DIAGRAMA DE DURACIÓN MENSUAL DEL COES POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

2011

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)

AGUA GAS NATURAL CARBÓN RESIDUAL DIESEL 2 RENOVABLES

4 586,43

2 620,85

2 908,02 GWh

ENERO

744

f.c = 0,852

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,86

4 670,04

3 085,00

2 698,83 GWh

FEBRERO

672

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,854

4 714,76

3 093,23

2 996,68 GWh

MARZO

7440

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,837

4 744,04

3 034,65

2 857,89 GWh

ABRIL

720

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


4 718,30

2 968,86

2 967,99 GWh

f.c = 0,845

MAYO

7440

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


4 764,23

3 013,32

2 892,28 GWh

f.c = 0,843

JUNIO

720

04 DIAGRAMA DE CARGA Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DEL COES 33

GRÁFICO No 4.5DIAGRAMA DE DURACIÓN MENSUAL DEL COES POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

2011

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,839

4 690,79

2 974,39

2 926,97 GWh

JULIO

7440

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,857

4 676,50

3 037,82

2 980,13 GWh

AGOSTO

744

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,842

4 791,40

3 072,71

2 903,3 GWh

SETIEMBRE

720 0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,847

4 787,86

3 082,40

3 015,38 GWh

744

OCTUBRE

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,844

4 900,49

3 207,97

2 977,19 GWh

NOVIEMBRE

720 0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Potencia MW

Tiempo (h)


f.c = 0,838

4 961,19

2 786,75

3 092,75 GWh

DICIEMBRE

744

05 PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD DEL COES

05PR

ODU

CCIÓ

N D

E EL

ECTR

ICID

AD D

EL C

OES

Detalle de muro de piedra de Kuélap con fi gura talladaAmazonas

Crédito: Luis Yupanqui / PromPerú

Central Hidroeléctrica de YaupiUbicación: Cerro de Pasco / Junín / Ulcumayo



CUADRO N° 5.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL COES 2011

POR EMPRESAS

EMPRESA GW.h ( % )

AIPSAA 84,3 0,24AYEPSA 11,0 0,03CELEPSA 1 224,1 3,48CHINANGO 1 161,6 3,30CORONA 153,5 0,44EDEGEL 8 144,3 23,13EEPSA 703,6 2,00EGASA 1 328,6 3,77EGEMSA 743,1 2,11EGENOR 2 317,7 6,58EGESUR 193,8 0,55ELECTROPERÚ 7 238,9 20,55ENERSUR 4 675,5 13,28GEPSA 27,1 0,08KALLPA 3 993,7 11,34MAJA ENERGÍA 19,5 0,06PETRAMAS 3,0 0,01SAN GABÁN 745,1 2,12SANTA CRUZ 60,8 0,17SANTA ROSA 3,7 0,01SDF ENERGÍA 134,7 0,38SHOUGESA 21,7 0,06SINERSA 54,7 0,16SN POWER 1 685,1 4,78TERMOSELVA 488,7 1,39

TOTAL 35 217,4 100,00

TIPO GW.h ( % )

HIDRAÚLICA 20 404,1 57,94

TÉRMICA 14 813,3 42,06

TOTAL 35 217,4 100,00

CUADRO N° 5.2 APOR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

CUADRO N° 5.2 BPRODUCCIÓN MENSUAL DEL COES (GW.h) 2011

Hidráulico Térmico Total Hidráulico + Térmico

2011 2010 Inc % 2011 2010 Inc % 2011 2010 Inc %

Enero 1 920,3 1 810,0 6,09 987,7 855,2 15,50 2 908,0 2 665,2 9,11

Febrero 1 736,2 1 644,9 5,55 962,6 823,1 16,96 2 698,8 2 468,0 9,35

Marzo 1 963,0 1 852,8 5,95 1 033,7 915,7 12,89 2 996,7 2 768,4 8,24

Abril 1 869,6 1 785,9 4,69 988,3 857,5 15,25 2 857,9 2 643,4 8,11

Mayo 1 823,4 1 644,8 10,86 1 144,6 1 068,8 7,10 2 968,0 2 713,5 9,38

Junio 1 523,7 1 409,0 8,14 1 368,5 1 255,6 9,00 2 892,3 2 664,6 8,55

Julio 1 518,9 1 389,6 9,31 1 408,1 1 313,3 7,22 2 927,0 2 702,8 8,29

Agosto 1 474,0 1 392,9 5,82 1 506,2 1 328,7 13,36 2 980,1 2 721,5 9,50

Setiembre 1 462,2 1 356,2 7,82 1 441,1 1 312,1 9,83 2 903,3 2 668,3 8,81

Octubre 1 576,9 1 445,1 9,12 1 438,4 1 340,1 7,34 3 015,4 2 785,2 8,27

Noviembre 1 642,2 1 453,8 12,96 1 335,0 1 310,5 1,87 2 977,2 2 764,3 7,70

Diciembre 1 893,7 1 779,6 6,41 1 199,0 1 080,8 10,94 3 092,8 2 860,5 8,12

Total 20 404,1 18 964,6 7,59 14 813,3 13 461,2 10,04 35 217,4 32 425,8 8,61

MES

EDEGEL(23,13%)

ELECTROPERÚ(20,55%)

ENERSUR(13,28%)

CORONA(0,44%)

EGENOR(6,58%)

SN POWER(4,78%) EGASA

(3,77%)

CELEPSA(3,48%)

CHINANGO(3,30%)SAN GABÁN

(2,12%)EGEMSA(2,11%)

EEPSA(2,00%)

TERMOSELVA(1,39%)

EGESUR(0,55%)

KALLPA(11,63%)

SDF ENERGÍA(0,38%)

AIPSAA(0,24%)

SANTA CRUZ(0,17%)

SINERSA(0,16%)SHOUGESA

(0,06%)

MAJA ENERGÍA(0,06%)

SANTA ROSA(0,01%)

PETRAMAS(0,01%)

GRÁFICO N° 5.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL COES 2011

POR EMPRESAS

HIDRÁULICA57,94% TÉRMICA

42,06%

GRAFICO N° 5.2 APOR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

2011

La producción de energía eléctrica del COES en el año 2011 fue de 35 217,41 GW.h, notándose un crecimiento de 8,61% con respecto al año 2010.La distribución de la producción de energía eléctrica por empresas integrantes del COES para el año 2011 y su participación en la generación total se muestra en el Cuadro N° 5.1 y en el Gráfi co N° 5.1. Se observa que las empresas de mayor participación en la producción de energía fueron EDEGEL con 8 144,3 GW.h (23,13%), ELECTROPERÚ con 7 238,9 GW.h (20,55%), ENERSUR con 4 675,5 GW.h (13,28%), KALLPA con 3 993,7 GW.h

(11,34%), EGENOR 2 317,7 GW.h (6,58%), EGASA 1 328,6 GW.h (3,77%), CELEPSA 1 224,1 GW.h (3,48%) que conformaron el 90,21% de la produc-ción total del COES y con una menor participación por parte de las demás empresas integrantes constituyeron el 13,09% (4 609.6 GW.h).

La producción de energía por tipo de generación (hidráulica y térmica) se muestra en el Cuadro N° 5.2A y en el Gráfi co N°5.2A. Los resultados para el año 2011 indican la preponderancia de la generación hidráulica en el abastecimiento de la demanda de energía con 20 404,1 GW.h representando el 57,94 % del total y la generación termoeléctrica fue de 14 813,3 GW.h representando el 42,06%.

La producción mensual del COES en el año 2011 clasifi cada por tipo de generación y comparada con lo abastecido durante el año 2010 se muestran en el Cuadro N° 5.2B y en el Gráfi co N° 5.2B.

La producción hidroeléctrica del COES en el año 2011 fue 20 404,1 GW.h y su participación por parte de las empresas integrantes del COES se mues-tra en el Cuadro N° 5.3 y en el Gráfi co N° 5.3, observando que la empresa de mayor producción hidroeléctrica fue ELECTROPERÚ con 7 062,2 GW.h (34,61%) y la de menor producción fue ELÉCTRICA SANTA ROSA con 3,7 GW.h (0,02%).

La producción de energía termoeléctrica del COES en el año 2011 fue 14 813,3 GW.h y su distribución por empresas integrantes COES se muestra en el Cuadro N° 5.4 y en el Gráfi co N° 5.4, observando que la empresa de mayor producción fue EDEGEL con 4 616,2 GW.h (31,16%) y la de menor producción fue SAN GABÁN con 0,83 GW.h (0,01%).

05 PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD DEL COES 37

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre

HIDRO 2011 HIDRO 2010 TÉRMICA 2011 TÉRMICA 2010

GW.h

GRÁFICO No 5.2 BPRODUCCIÓN MENSUAL HIDRAÚLICA/TÉRMICA

GW.h

ELECTROPERÚ(34,61%)

EDEGEL(17,29%)

EGENOR(9,51%)

SN POWER(8,26%)CELEPSA

(6,00%)CHINANGO

(5,69%)

EGASA(4,89%)

ENERSUR(4,36%)

SAN GABÁN(3,65%)

EGEMSA(3,64%)CORONA

(0,75%)

EGESUR(0,47%)

SANTA CRUZ(0,30%)

SINERSA(0,27%)

GEPSA(0,13%)

MAJA ENERGÍA(0,10%)

AYEPSA(0,05%)

SANTA ROSA(0,02%)

TOTAL = 20 404,1 GWh

CUADRO N° 5.3PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA DEL COES

POR EMPRESAS 2011

EMPRESA (GW.h) (%)

AYEPSA 11,0 0,05

CELEPSA 1 224,1 6,00

CHINANGO 1 161,6 5,69

CORONA 153,5 0,75

EDEGEL 3 528,1 17,29

EGASA 997,9 4,89

EGEMSA 743,1 3,64

EGENOR 1 941,2 9,51

EGESUR 96,5 0,47

ELECTROPERÚ 7 062,2 34,61

ENERSUR 889,9 4,36

GEPSA 27,1 0,13

MAJA ENERGÍA 19,5 0,10

SAN GABÁN 744,2 3,65

SANTA CRUZ 60,8 0,30

SANTA ROSA 3,7 0,02

SINERSA 54,7 0,27

SN POWER 1 685,1 8,26

TOTAL 20 404,1 100,00

CUADRO N° 5.3PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA DEL COES 2011

POR EMPRESAS

EDEGEL(31,16%)

KALLPA(26,96%)

ENERSUR(25,55%)

EEPSA(4,75%)

TERMOSELVA(3,30%)

EGENOR(2,54%)

EGASA(2,23%)

ELECTROPERÚ(1,19%)

SDF ENERGÍA(0,91%)

EGESUR(0,66%)

SHOUGESA(0,15%)

PETRAMAS(0,02%)SAN GABÁN

(0,01%)

TOTAL = 14 813,31 GW.h

CUADRO N° 5.4PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA DEL

COES POR EMPRESAS 2011

EMPRESA (GW.h) (%)

AIPSAA 84,3 0,57

EDEGEL 4 616,2 31,16

EEPSA 703,6 4,75

EGASA 330,7 2,23

EGEMSA 0,0 0,00

EGENOR 376,5 2,54

EGESUR 97,4 0,66

ELECTROPERÚ 176,6 1,19

ENERSUR 3 785,5 25,55

KALLPA 3 993,7 26,96

PETRAMAS 3,0 0,02

SAN GABÁN 0,8 0,01

SDF ENERGÍA 134,7 0,91

SHOUGESA 21,7 0,15

TERMOSELVA 488,7 3,30

TOTAL 14 813,3 100,00

GRÁFICO N° 5.4PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA DEL COES 2011

POR EMPRESAS


TURBO GAS68,10%

TURBO VAPOR7,07%

DIESEL1,63%

CICLO COMBINADO23,20%

TOTAL = 14 813,31 GWh

TIPO GW.h ( % )

TURBO GAS 10 088,4 68,10

TURBO VAPOR 1 047,1 7,07

DIESEL 240,9 1,63

CICLO COMBINADO 3 436,9 23,20

TOTAL 14 813,3 100,00

CUADRO N° 5.5POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO

CUADRO N° 5.6PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANUAL POR CENTRAL Y TIPO DE GENERACIÓN EN EL COES GW.h

AIPSAA C.T. PARAMONGA 84,3 84,3

Total 84,3 84,3

AYEPSA C.H. PÍAS (1) 11,0 11,0

Total 11,0 11,0

CELEPSA C.H. PLATANAL 1 224,1 1 224,1

Total 1 224,1 1 224,1

CHINANGO C.H. CHIMAY 901,8 901,8

C.H. YANANGO 259,9 259,9

Total 1 161,6 1 161,6

CORONA C.H. HUANCHOR 153,5 153,5

Total 153,5 153,5

EDEGEL C.H. CALLAHUANCA 621,8 621,8

C.H. HUAMPANI 235,2 235,2

C.H. HUINCO 1 223,1 1 223,1

C.H. MATUCANA 893,0 893,0

C.H. MOYOPAMPA 554,9 554,9

C.T. SANTA ROSA 1 180,3 1 180,3

C.T. VENTANILLA 3 435,9 3 435,9

Total 3 528,0 4 616,2 8 144,3

EEPSA C.T. MALACAS 703,6 703,6

Total 703,6 703,6

EGASA C.H. CHARCANI I 14,6 14,6

C.H. CHARCANI II 4,6 4,6

C.H. CHARCANI III 30,6 30,6

C.H. CHARCANI IV 123,3 123,3

C.H. CHARCANI V 752,8 752,8

C.H. CHARCANI VI 72,0 72,0

C.T. CHILINA 19,3 19,3

C.T. MOLLENDO 10,3 10,3

C.T. PISCO 301,1 301,1

Total 997,9 330,6 1 328,6

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU 743,1 743,1

Total 743,1 743,1

EGENOR C.H. CAÑA BRAVA 27,8 27,8

C.H. CAÑON DEL PATO 1 374,2 1 374,2

C.H. CARHUAQUERO 462,5 462,5

C.H. CARHUAQUERO IV 76,7 76,7

C.T. CHICLAYO OESTE 19,8 19,8

C.T. CHIMBOTE (2) (3) 12,2 12,2

C.T. LAS FLORES 296,4 296,4

C.T. PIURA 48,1 48,1

Total 1 941,2 376,5 2 317,7

EMPRESA CENTRAL HIDRAÚLICA TÉRMICA TOTAL

continúa

GRÁFICO N° 5.5PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA DEL COES 2011

POR TIPO DE TECNOLOGÍA

En el Cuadro N° 5.5 y en el Gráfi co N° 5.5 se presenta la producción termoeléctrica del COES por tipo de tecnología de generación, resultando que la mayor tecnología utilizada para la producción termoeléctrica son las unidades turbo gas, que han producido 10 088,4 GW.h que representa el 68,10% del total térmico, seguidas por las unidades de ciclo combinado con una producción de 3 436,9 GW.h que representa el 23,20% del total térmico y las de menor utilización las unidades turbo vapor y diesel que suman una producción de 1 288,0 GW.h que representan el 8,69%

En el Cuadro N° 5.6 se muestra la producción de energía eléctrica anual por central y diferenciada por tipo de generación observando que las centrales hidroeléctricas aún presentan predominio en el abastecimiento de energía al COES por parte de las empresas integrantes del COES.

La producción mensual de energía eléctrica de las centrales por unidad de generación del COES para el año 2011 se muestra en el Cuadro N° 5.7A y Cuadro N° 5.7B. En dichos cuadros se observa que en el mes de diciembre la mayor producción hidroeléctrica lo registró la Central Hidroeléctrica Mantaro con 478,4 GW.h que representa el 25,27% de la producción hidroeléctrica total que alcanzó dicho mes. Del mismo modo para en el mes de diciembre 2011 la mayor producción térmica lo registró la C.T. Chilca con 319,6 GW.h que representa el 26,7% de la producción térmica total de diciembre 2011. Asimismo, en mes de diciembre registró el mayor valor mensual que fue 3 092,8 GW.h, del cual 1 893,7 GW.h (61,2%) fue hidráulico y 1 199,0 GW.h (38,8%) térmico.


EMPRESA CENTRAL HIDRAÚLICA TÉRMICA TOTAL

EGESUR C.H. ARICOTA I 60,2 60,2

C.H. ARICOTA II 36,2 36,2

C.T. INDEPENDENCIA 97,4 97,4

Total 96,5 97,4 193,8

ELECTROPERÚ C.H. MANTARO 5 353,1 5 353,1

C.H. RESTITUCION 1 709,1 1 709,1

C.T. EMERG. TRUJILLO (2) (3) 151,8 151,8

C.T. TUMBES 24,9 24,9

Total 7 062,2 176,6 7 238,9

ENERSUR C.H. YUNCAN 889,9 889,9

C.T. CHILCA 2 830,5 2 830,5

C.T. ILO1 222,6 222,6

C.T. ILO2 732,4 732,4

Total 889,9 3 785,5 4 675,5

GEPSA C.H. LA JOYA 27,1 27,1

Total 27,1 27,1

KALLPA C.T. KALLPA 3 993,7 3 993,7

Total 3 993,7 3 993,7

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR 19,5 19,5

Total 19,5 19,5

PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO (4) 3,0 3,0

Total 3,0 3,0

SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II 744,2 744,2

C.T. BELLAVISTA 0,1 0,1

C.T. TAPARACHI 0,7 0,7

Total 744,2 0,8 745,1

SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ I 27,4 27,4

C.H. SANTA CRUZ II 33,3 33,3

Total 60,8 60,8

SANTA ROSA C.H. PURMACANA (5) 3,7 3,7

Total 3,7 3,7

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO 134,7 134,7

Total 134,7 134,7

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS 21,7 21,7

Total 21,7 21,7

SINERSA C.H. POECHOS II 54,7 54,7

Total 54,7 54,7

SN POWER C.H. CAHUA 288,3 288,3

C.H. GALLITO CIEGO 116,8 116,8

C.H. HUAYLLACHO 0,2 0,2

C.H. MALPASO 244,3 244,3

C.H. MISAPUQUIO 28,6 28,6

C.H. OROYA 68,3 68,3

C.H. PACHACHACA 54,0 54,0

C.H. PARIAC 29,6 29,6

C.H. SAN ANTONIO 2,6 2,6

C.H. SAN IGNACIO 2,0 2,0

C.H. YAUPI 850,2 850,2

Total 1 685,1 1 685,1

TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA 488,7 488,7

Total 488,7 488,7

TOTAL 20 404,1 14 813,3 35 217,4

Nota:(1) Ingreso de Operación comercial del grupo G2 de la C.H. Pías el 01-11-2011 (2) Retiro de Operación comercial de la C.T. Emergencia Trujillo el 31-07-2011 (3) Reingreso de Operación comercial de la C.T. Emergencia Trujillo el 01-09-2011 (4) Ingreso de Operación comercial de la C.T.B. Huaycoloro el 12-11-2011 (5) Ingreso de Operación comercial de la C.H. Purmacana el 18-03-2011 Retiro de Operación Comercial de C.T. Paita y CT. Sullana el 30-12-2010Retiro de Operación Comercial de C.T. Yarinacocha el 04-03-2011Retiro de Operación comercial del grupo TG1 C.T. Chimbote el 30-09-2011Reingreso de Operación comercial del grupo TG1 C.T. Chimbote el 23-08-2011

CUADRO N° 5.6PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ANUAL POR CENTRAL Y TIPO DE GENERACIÓN EN EL COES GW.h


CUADRO N° 5.7A

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE CENTRALES HIDRÁULICAS DEL COES - GW.h

EMPRESA CENTRAL UNIDAD ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

AYEPSA C.H. PÍAS G1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 4,9 0,0 5,2

G2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,7 5,7

Total 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 4,9 5,7 11,0

CELEPSA C.H. PLATANAL G1 76,9 69,8 73,9 74,3 66,8 44,2 26,0 13,2 33,0 43,6 36,4 59,7 618,0

G2 62,2 58,5 80,9 75,3 61,5 34,1 34,8 48,8 30,1 22,7 34,8 62,2 606,1

Total 139,1 128,3 154,8 149,7 128,3 78,4 60,8 62,0 63,1 66,3 71,2 122,0 1 224,1

CHINANGO C.H. CHIMAY G1 51,2 44,2 54,4 51,3 42,0 23,2 12,4 19,5 30,9 39,6 44,8 49,0 462,5

G2 51,3 44,1 53,5 53,1 40,9 22,4 33,6 8,4 13,9 30,5 41,1 46,5 439,3

C.H. YANANGO G1 24,6 22,3 27,9 29,7 29,3 20,1 18,4 12,6 12,4 19,8 19,7 23,2 259,9

Total 127,1 110,5 135,7 134,0 112,2 65,7 64,5 40,5 57,3 89,9 105,6 118,7 1 161,6

CORONA C.H. HUANCHOR G1 7,0 6,2 7,0 6,5 7,0 6,6 6,4 6,0 6,2 6,2 6,2 6,7 77,9

G2 6,7 6,2 7,1 6,4 6,8 6,0 6,2 5,8 6,0 6,0 5,9 6,4 75,6

Total 13,7 12,3 14,1 12,9 13,9 12,6 12,6 11,8 12,2 12,2 12,1 13,1 153,5

EDEGEL C.H. CALLAHUANCA G1 10,5 10,0 10,7 10,8 10,8 9,4 9,5 9,1 8,9 9,2 9,0 9,9 117,9

G2 11,0 10,0 10,8 10,4 10,8 9,6 9,5 8,4 9,0 9,1 8,8 10,2 117,6

G3 11,1 10,0 10,9 10,8 10,7 9,6 9,4 9,2 8,7 9,1 8,9 10,1 118,5

G4 24,1 21,9 24,2 23,3 23,2 18,5 22,2 22,3 21,5 21,8 21,6 23,2 267,8

C.H. HUAMPANI G1 9,4 8,4 10,8 10,0 8,9 10,3 10,5 10,5 10,0 10,7 10,2 10,4 120,0

G2 9,0 8,1 10,7 9,8 8,7 9,6 10,0 9,8 9,6 10,3 9,8 9,8 115,2

C.H. HUINCO G1 32,2 30,0 33,8 30,9 19,6 12,7 17,9 17,7 18,9 21,9 20,2 28,6 284,3

G2 34,6 29,7 33,4 31,8 23,3 18,9 20,0 21,0 21,4 24,2 23,4 13,9 295,6

G3 33,9 29,3 34,1 31,8 20,3 16,8 20,6 22,3 21,8 26,1 24,8 31,1 312,8

G4 34,8 32,3 34,0 31,7 22,1 18,9 23,2 25,3 22,9 28,1 26,9 30,3 330,3

C.H. MATUCANA G1 45,3 39,1 42,6 44,0 44,7 33,4 31,0 29,8 30,1 32,0 30,7 40,0 442,5

G2 45,1 42,0 44,9 44,1 45,3 34,1 32,8 30,9 30,4 29,2 30,8 40,7 450,5

C.H. MOYOPAMPA G1 16,1 14,5 16,1 15,9 16,5 15,7 15,4 15,7 15,2 16,2 15,6 16,3 189,3

G2 16,0 14,5 16,2 15,0 15,5 15,8 16,2 16,3 15,7 16,0 15,4 16,0 188,6

G3 15,1 13,5 15,0 14,7 15,2 14,7 15,4 14,8 14,3 15,2 14,3 15,0 177,0

Total 348,1 313,2 348,1 334,9 295,7 247,9 263,6 263,1 258,3 279,2 270,5 305,6 3 528,0

EGASA C.H. CHARCANI I G1 0,6 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 7,3

G2 0,6 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 7,3

C.H. CHARCANI II G1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,6

G2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,5

G3 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,5

C.H. CHARCANI III G1 1,7 1,4 1,7 1,6 0,9 0,0 0,0 0,0 0,1 1,7 1,5 0,1 10,7

G2 1,7 1,4 1,7 1,6 1,7 1,6 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 19,9

C.H. CHARCANI IV G1 3,3 3,0 3,8 3,6 3,4 3,3 3,4 3,5 3,1 3,6 3,5 3,6 41,1

G2 3,4 3,1 3,7 3,3 3,6 3,4 3,4 3,5 3,3 3,7 3,6 3,6 41,6

G3 3,1 3,1 3,7 3,6 3,3 3,4 3,4 3,5 3,3 3,7 2,8 3,7 40,6

C.H. CHARCANI V G1 26,7 28,5 32,8 25,7 13,6 21,0 20,4 17,2 0,0 0,0 0,0 0,0 185,9

G2 0,0 3,0 17,4 29,6 28,8 18,2 17,3 19,3 27,5 31,1 29,4 31,0 252,5

G3 26,6 28,5 33,4 31,5 16,9 16,7 20,2 21,4 27,4 31,0 29,6 31,3 314,4

C.H. CHARCANI VI G1 5,7 5,2 6,2 5,9 6,1 5,9 6,2 6,2 5,8 6,5 6,1 6,3 72,0

Total 73,8 78,8 105,9 108,1 79,9 75,0 77,7 77,9 73,7 84,6 79,6 83,0 997,9

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU G1 21,0 18,5 21,1 20,8 21,5 20,2 21,4 21,5 20,5 21,3 20,3 20,9 249,1

G2 20,9 18,0 20,4 20,1 21,6 20,2 21,3 21,5 20,6 21,4 20,3 20,6 246,8

G3 20,8 18,2 20,8 20,1 21,5 20,4 21,0 21,4 20,5 21,3 20,3 20,9 247,2

Total 62,7 54,7 62,3 60,9 64,6 60,8 63,8 64,5 61,6 64,1 60,8 62,3 743,1

EGENOR C.H. CAÑA BRAVA G1 3,1 3,5 2,7 2,2 3,1 2,1 1,6 0,8 1,3 2,0 2,0 3,4 27,8

C.H. CAÑON DEL PATO G1 29,0 24,2 26,5 24,9 21,3 16,1 0,0 0,0 0,0 13,1 21,7 25,4 202,3

G2 28,5 24,7 26,3 25,2 20,4 11,3 14,0 11,0 8,6 11,5 20,6 25,1 227,1

G3 28,4 24,9 26,4 25,2 21,4 16,2 16,3 17,5 13,5 15,4 21,7 25,3 252,2

G4 27,9 24,7 25,9 24,5 20,3 11,1 11,8 15,4 12,1 10,1 19,9 25,0 228,8

G5 27,8 24,2 26,2 24,4 21,1 16,1 14,2 12,1 14,6 16,8 21,5 24,7 243,7

G6 28,5 24,7 25,9 24,4 20,3 10,8 10,9 13,5 11,2 6,8 18,3 25,0 220,2

C.H. CARHUAQUERO G1 17,4 19,7 17,8 20,6 18,1 11,5 4,1 5,3 4,6 9,6 10,0 18,3 157,1

G2 17,6 19,3 17,3 19,0 17,9 8,4 4,7 6,5 7,8 9,9 7,9 18,8 155,1

G3 17,6 18,9 17,6 20,4 17,5 7,6 10,2 2,6 4,1 9,3 8,0 16,5 150,4

C.H. CARHUAQUERO IV G4 7,8 7,1 7,9 7,3 6,3 6,6 7,1 1,9 4,6 6,4 6,4 7,2 76,7

Total 233,7 216,0 220,6 218,1 187,6 118,0 94,9 86,6 82,4 110,8 158,0 214,7 1 941,2

EGESUR C.H. ARICOTA I G1 1,5 1,5 1,6 1,1 1,8 1,7 1,6 1,9 1,5 1,6 1,4 1,5 18,7

G2 3,8 3,6 3,9 2,6 3,4 3,5 3,8 3,5 3,6 3,7 2,4 3,7 41,5

C.H. ARICOTA II G1 3,1 3,1 3,3 2,8 3,2 2,3 3,4 3,4 3,2 3,4 2,7 2,4 36,2

Total 8,3 8,2 8,9 6,4 8,4 7,5 8,8 8,8 8,3 8,7 6,6 7,6 96,5

ELECTROPERÚ C.H. MANTARO G1 67,7 59,4 66,4 56,4 64,1 68,8 75,3 74,7 64,9 76,0 71,2 74,4 819,2

G2 33,2 59,1 70,6 59,4 69,2 69,8 62,3 74,1 72,2 76,0 69,3 73,9 789,2

G3 53,9 46,9 68,8 51,5 71,4 73,5 75,2 74,0 72,1 75,2 72,6 74,4 809,5

G4 68,8 31,8 61,5 55,6 74,7 68,6 72,5 74,1 72,5 75,0 66,9 73,5 795,6

G5 67,6 57,7 38,6 58,9 62,1 59,7 62,3 64,9 60,5 27,3 61,1 62,3 683,1

G6 66,8 53,7 69,5 54,0 62,7 62,2 57,2 64,4 59,8 63,4 60,6 61,8 736,1

G7 68,1 58,7 52,3 59,0 62,4 62,7 66,1 49,3 60,8 63,6 59,4 58,1 720,5

C.H. RESTITUCION G1 44,9 38,2 46,7 42,8 45,7 49,4 45,8 50,1 49,0 47,5 49,7 50,3 560,2

G2 42,0 40,2 47,7 38,5 51,2 50,4 50,7 52,0 50,7 49,7 49,0 45,1 567,0

G3 46,5 39,8 46,8 44,1 47,2 51,1 52,1 52,1 51,5 49,7 49,9 51,1 581,9

Total 559,5 485,5 569,0 520,2 610,7 616,1 619,6 629,6 614,0 603,5 609,7 624,9 7 062,2

continúa


EMPRESA CENTRAL UNIDAD ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

ENERSUR C.H. YUNCAN G1 31,0 27,8 31,5 29,7 23,1 16,8 17,9 18,2 17,9 17,6 19,7 30,1 281,3

G2 33,9 29,9 32,5 31,6 27,3 18,4 19,0 16,9 17,4 20,2 20,9 30,6 298,7

G3 33,8 29,9 32,7 31,5 28,4 23,0 20,7 16,3 18,5 23,8 21,7 29,8 309,9

Total 98,7 87,6 96,7 92,8 78,7 58,2 57,6 51,5 53,9 61,5 62,3 90,5 889,9

GEPSA C.H. LA JOYA G1 0,0 0,0 0,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,1 2,3 3,4

G2 0,0 0,6 1,6 2,2 2,1 2,4 2,5 2,0 2,2 2,8 2,4 2,7 23,6

Total 0,0 0,6 2,3 2,2 2,2 2,4 2,5 2,4 2,2 2,8 2,5 5,0 27,1

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR G1 1,0 0,7 0,6 0,7 0,6 0,9 0,7 0,7 0,6 1,0 0,8 1,2 9,5

G2 1,0 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 0,9 1,0 0,7 0,1 0,6 1,1 10,0

Total 2,1 1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,6 1,7 1,3 1,1 1,4 2,3 19,5

SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II G1 40,5 35,7 30,6 37,3 37,9 25,3 25,4 22,3 26,2 33,2 33,0 37,0 384,5

G2 40,2 35,8 28,8 18,7 38,3 25,7 24,8 22,9 25,8 30,2 30,6 38,1 359,8

Total 80,7 71,4 59,4 56,0 76,2 51,0 50,2 45,2 52,0 63,4 63,6 75,1 744,2

SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ I G1 - G2 3,6 3,3 3,6 3,7 2,1 1,4 1,1 1,1 0,8 1,1 1,9 3,8 27,4

C.H. SANTA CRUZ II G1 - G2 4,7 4,1 4,3 4,8 2,5 1,7 1,3 1,3 0,9 1,2 2,3 4,3 33,3

Total 8,3 7,4 8,0 8,4 4,5 3,0 2,4 2,4 1,7 2,3 4,2 8,1 60,8

SANTA ROSA C.H. PURMACANA G1 0,0 0,0 0,3 0,5 0,4 0,4 0,3 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 3,7

Total 0,0 0,0 0,3 0,5 0,4 0,4 0,3 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 3,7

SINERSA C.H. POECHOS II G1-G2 1,6 4,0 5,3 5,6 6,7 5,6 5,5 3,8 4,5 4,2 3,5 4,3 54,7

Total 1,6 4,0 5,3 5,6 6,7 5,6 5,5 3,8 4,5 4,2 3,5 4,3 54,7

SN POWER C.H. CAHUA G1 14,0 12,2 13,1 10,7 13,9 12,4 10,2 11,1 10,8 11,8 13,0 12,1 145,2

G2 15,8 13,9 14,4 13,2 14,4 12,5 11,0 8,3 7,2 7,4 11,3 13,7 143,1

C.H. GALLITO CIEGO G1 8,4 6,9 6,5 4,4 7,7 6,7 0,0 0,2 0,1 4,0 0,1 2,8 47,8

G2 8,5 6,8 7,6 5,2 0,2 0,2 8,0 7,3 7,7 2,1 5,9 9,6 69,1

C.H. HUAYLLACHO G1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,1 0,2

C.H. MALPASO G1 4,6 7,9 8,4 8,2 4,4 0,2 3,2 2,2 1,2 1,9 1,2 3,7 47,2

G2 6,5 8,0 8,4 8,2 6,5 3,0 6,7 6,3 5,4 5,3 5,3 6,6 76,2

G3 5,8 6,8 7,6 7,5 5,9 2,7 6,1 5,8 5,1 5,2 3,3 6,3 68,0

G4 4,7 7,5 8,3 8,0 4,5 0,4 3,8 3,4 2,4 2,7 2,8 4,6 53,0

C.H. MISAPUQUIO G1-2 2,7 2,5 2,8 2,7 2,2 2,5 2,4 2,3 2,1 2,1 2,0 2,2 28,6

C.H. OROYA G1 2,1 1,2 1,5 1,4 1,9 1,9 2,1 2,2 2,1 2,2 1,9 2,0 22,3

G2 2,2 1,7 1,7 1,4 1,9 1,9 2,2 2,2 1,8 2,2 1,9 1,5 22,6

G3 2,2 1,6 1,6 1,4 1,9 1,9 2,2 2,2 2,1 2,2 2,0 2,0 23,4

C.H. PACHACHACA G1 0,0 1,7 2,2 2,2 1,6 1,4 2,1 2,2 2,1 2,2 1,5 0,0 19,3

G2 0,3 1,4 2,2 2,2 1,6 1,5 2,1 2,2 2,1 2,2 1,6 0,0 19,3

G3 2,3 2,0 2,1 2,2 1,4 0,4 0,4 0,6 0,7 0,8 0,9 1,6 15,4

C.H. PARIAC CH2-CH3-CH4 3,4 2,7 2,9 3,3 1,9 1,7 2,5 3,0 2,0 1,4 2,0 2,8 29,6

C.H. SAN ANTONIO G1 0,0 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,1 0,0 0,0 0,0 2,6

C.H. SAN IGNACIO G1 0,0 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,1 0,0 0,0 0,0 2,0

C.H. YAUPI G1 15,8 13,6 15,3 14,8 15,8 12,0 12,9 11,7 9,7 12,8 13,5 15,4 163,3

G2 16,0 14,3 15,8 15,0 16,0 14,0 13,5 11,9 12,7 13,6 13,5 16,0 172,2

G3 15,8 14,2 15,7 14,9 15,8 13,5 13,1 11,9 12,6 13,5 14,1 15,8 170,9

G4 15,9 14,2 15,7 15,0 15,9 14,1 13,8 12,1 12,8 13,2 13,7 15,8 172,2

G5 15,9 14,2 15,6 14,9 15,8 14,0 13,4 12,1 12,7 13,5 13,7 15,8 171,6

Total 162,8 156,0 170,1 157,3 151,8 119,4 132,3 122,0 115,6 122,1 125,5 150,4 1 685,1

TOTAL 1 920,3 1 736,2 1 963,0 1 869,6 1 823,4 1 523,7 1 518,9 1 474,0 1 462,2 1 576,9 1 642,2 1 893,7 20 404,1

CUADRO N° 5.7A

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE CENTRALES HIDRÁULICAS DEL COES - GW.h


CUADRO N° 5.7B

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE CENTRALES TÉRMICAS DEL COES - GW.h

EMPRESA CENTRAL UNIDAD GENERADORA ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

AIPSAA C.T. PARAMONGA TV1 8,0 5,8 6,3 8,2 8,7 7,4 6,6 7,1 6,7 6,5 4,7 8,3 84,3

Total 8,0 5,8 6,3 8,2 8,7 7,4 6,6 7,1 6,7 6,5 4,7 8,3 84,3

EDEGEL C.T. SANTA ROSA TG8 21,7 97,7 83,0 68,9 17,3 115,8 67,2 64,0 122,6 116,5 105,5 91,3 971,6

UTI-5 (GAS) 4,3 4,9 4,8 2,8 5,6 0,5 3,0 12,3 12,3 2,5 4,1 3,5 60,8

UTI-5 (D2) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

UTI-6 (GAS) 2,8 3,3 3,3 2,3 5,9 0,0 2,1 8,8 7,3 13,2 0,7 1,6 51,5

UTI-6 (D2) 0,0 0,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,3 0,0 1,2

WTG-7 (GAS) 22,9 14,1 15,4 2,2 2,0 4,7 0,0 23,8 1,1 4,5 2,0 0,6 93,5

WTG-7 (D2) 0,0 1,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 1,7

C.T. VENTANILLA TG3 94,0 71,2 95,7 91,8 102,2 102,6 94,5 81,0 101,2 99,1 97,4 90,5 1 121,1

TG4 92,8 70,6 71,3 91,4 101,4 96,7 95,5 103,6 101,3 101,0 94,4 87,6 1 107,6

TV7 109,1 14,7 93,1 106,5 119,5 115,8 108,6 106,5 114,2 110,6 112,0 96,6 1 207,1

Total 347,6 279,0 366,6 365,9 353,9 436,1 371,0 400,1 459,9 447,6 416,4 372,0 4 616,2

EEPSA C.T. MALACAS TG-1 4,6 4,7 5,3 4,4 5,9 6,5 6,1 6,7 5,3 0,0 0,0 0,0 49,7

TG-2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG-4 41,9 45,6 57,7 49,9 54,2 53,6 62,2 66,2 62,8 61,9 60,2 37,7 653,9

Total 46,5 50,4 63,1 54,3 60,1 60,1 68,3 72,9 68,1 61,9 60,2 37,7 703,6

EGASA C.T. CHILINA C. COMBINADO 0,0 0,0 0,2 0,3 0,3 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0

SULZER1 0,0 0,0 0,2 1,4 0,7 1,9 1,7 0,8 0,6 0,3 0,1 0,8 8,5

SULZER2 0,2 0,4 0,5 1,2 0,8 2,1 1,5 0,8 0,6 0,3 0,1 0,8 9,2

TV1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV3 0,0 0,0 0,0 0,2 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5

C.T. MOLLENDO MIRLESS 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MIRLESS 2 0,7 0,6 1,0 2,2 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,1

MIRLESS 3 0,8 0,6 0,7 2,5 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,2

C.T. PISCO TG-1 3,4 3,2 3,0 2,7 1,8 11,6 18,0 20,9 22,5 18,5 16,7 17,0 139,3

TG-2 5,3 5,9 5,5 5,1 4,2 13,3 20,0 21,6 22,4 21,1 20,8 16,6 161,8

Total 10,4 10,7 11,0 15,6 9,3 28,8 41,1 44,2 46,2 40,2 37,7 35,3 330,6

EGENOR C.T. CHICLAYO OESTE GMT-1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

GMT-2 0,3 0,8 0,0 0,0 0,2 0,6 0,2 1,0 1,1 0,9 0,5 0,4 5,9

SULZER-1 0,9 1,0 1,4 1,2 0,2 1,1 0,7 1,8 1,2 0,1 0,0 0,0 9,5

SULZER-2 0,0 0,1 0,1 0,2 0,3 0,1 0,5 1,4 0,0 0,4 0,7 0,6 4,4

C.T. CHIMBOTE TG-1- TG-2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 1,0 0,0 0,0 0,0 1,3

TG-3 2,2 0,0 0,0 0,0 0,2 0,2 0,3 6,4 1,5 0,0 0,0 0,1 10,9

C.T. LAS FLORES TG-1 2,4 6,5 0,3 0,7 1,3 21,1 23,8 45,3 68,0 41,0 51,2 34,6 296,4

C.T. PIURA GMT-1 0,3 0,7 1,1 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,5 1,0 0,6 0,5 4,7

GMT-2 0,6 0,0 0,0 0,0 0,3 0,9 0,3 0,9 0,2 0,0 0,0 0,0 3,0

MIRLEES-1 0,5 0,4 0,3 0,3 0,1 0,5 0,3 0,5 0,3 0,2 0,0 0,1 3,6

TG 5,2 0,1 1,3 1,4 3,8 4,7 0,7 8,5 3,2 3,0 2,4 2,5 36,8

Total 12,4 9,7 4,6 3,8 6,4 29,2 26,8 66,0 76,9 46,6 55,4 38,7 376,5

EGESUR C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 1 1,0 0,7 0,7 0,4 0,3 1,5 3,2 3,8 3,9 3,8 3,4 2,9 25,4

WARTSILA 2 0,4 0,0 0,3 0,4 0,3 1,5 3,3 3,9 3,9 3,0 2,9 2,6 22,2

WARTSILA 3 1,1 0,6 0,7 0,4 0,3 1,4 3,3 3,8 3,9 3,8 3,4 2,8 25,6

WARTSILA 4 0,9 0,6 0,8 0,4 0,3 1,5 3,2 3,7 3,8 3,8 2,7 2,3 24,1

Total 3,4 2,0 2,5 1,5 1,2 5,8 12,9 15,1 15,5 14,4 12,3 10,6 97,4

ELECTROPERÚ C.T. EMERG. TRUJILLO 40 unidades MTU 4,0 11,7 16,8 13,5 13,5 16,0 20,1 0,0 23,9 19,2 8,3 4,8 151,8

C.T. TUMBES MAK1 2,6 2,4 0,9 0,0 2,3 3,3 2,6 3,5 2,9 1,8 0,2 0,0 22,4

MAK2 2,2 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,5

Total 8,8 14,4 17,6 13,5 15,8 19,3 22,7 3,5 26,8 21,0 8,5 4,8 176,6

ENERSUR C.T. CHILCA TG1 63,4 80,1 46,8 45,1 38,8 111,0 120,5 126,4 121,7 87,4 46,3 113,8 1 001,3

TG2 28,1 75,6 71,2 65,6 87,8 115,0 121,6 123,5 43,4 52,0 115,4 102,5 1 001,8

TG3 14,3 62,0 59,0 34,4 54,0 0,9 64,1 91,3 101,4 122,8 119,9 103,3 827,4

C.T. ILO1 CATKATO 0,0 0,1 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,1 0,0 0,1 0,0 0,3 1,3

TG-1 0,1 0,6 0,4 0,7 0,5 0,3 0,1 0,4 0,1 0,3 0,0 0,5 3,8

TG-2 0,2 1,0 0,5 1,6 0,5 1,3 0,5 0,7 0,2 0,5 0,5 1,8 9,2

TV1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV2 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7

TV3 22,1 17,7 23,0 22,9 18,9 25,7 21,7 21,1 11,8 1,2 0,5 0,0 186,7

TV4 2,4 1,9 3,3 8,6 1,6 0,0 0,3 0,0 2,8 0,0 0,1 0,0 21,1

C.T. ILO2 TVC1 72,1 61,1 67,3 32,6 74,6 92,2 87,2 72,6 17,5 56,4 60,7 38,0 732,4

Total 203,3 300,1 271,6 211,6 276,8 346,5 416,1 436,0 299,0 320,7 343,5 360,3 3 785,5

KALLPA C.T. KALLPA TG1 50,0 0,0 95,0 106,0 121,1 113,1 129,2 130,4 125,7 120,9 71,1 33,7 1 096,1

TG2 119,7 112,7 33,1 64,6 136,4 131,8 134,6 138,4 113,1 140,1 133,7 100,7 1 359,0

TG3 128,6 116,2 127,1 101,1 114,3 137,6 140,0 131,5 133,5 143,9 136,8 127,8 1 538,5

Total 298,3 229,0 255,2 271,7 371,9 382,4 403,8 400,3 372,3 404,9 341,6 262,2 3 993,7

PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO G1-G2-G3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 2,0 3,0

Total 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 2,0 3,0

SAN GABÁN C.T. BELLAVISTA ALCO - MAN 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

C.T. TAPARACHI MAN 1, 3 , 4 - SK 01 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,7

Total 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,8

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO TG1 20,1 17,1 6,0 19,7 19,5 8,4 6,5 0,0 0,0 8,8 7,0 21,4 134,7

Total 20,1 17,1 6,0 19,7 19,5 8,4 6,5 0,0 0,0 8,8 7,0 21,4 134,7

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS TG1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,2

TV-1 0,0 0,8 0,2 0,3 0,0 0,1 0,0 1,9 1,7 0,0 0,0 0,0 5,0

TV-2 0,1 1,2 0,3 0,1 0,1 0,0 0,0 2,5 1,5 0,1 0,0 0,0 5,8

TV-3 0,0 0,0 0,4 0,4 0,0 0,0 0,1 3,7 3,6 0,2 1,3 1,0 10,6

Total 0,1 2,0 0,9 0,7 0,1 0,1 0,1 8,1 6,8 0,3 1,3 1,1 21,7

TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA TG-1 27,2 32,4 20,3 20,3 15,8 38,8 32,1 44,3 49,3 42,4 34,9 25,4 383,1

TG-2 1,4 10,0 8,0 1,3 5,1 5,3 0,0 8,6 13,6 23,0 10,2 19,0 105,5

Total 28,6 42,5 28,3 21,5 20,9 44,1 32,1 52,9 62,9 65,4 45,1 44,4 488,7

TOTAL 987,7 962,6 1 033,7 988,3 1 144,6 1 368,5 1 408,1 1 506,2 1 441,1 1 438,4 1 335,0 1 199,0 14 813,3


0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

GW.h

Otros D2-R6-R500 Carbon Malacas-Aguaytia Camisea Hidro

Δ Crec. Medio 11/04 Malac-Aguay= 3,4%

Δ Crec. Medio Gas Camisea 11/04 = 58,6%

Δ Crec. Medio Hidro 11/04 = 2,9%

Δ Crec. Medio 11/04 Carbón = -4,3%

Δ Crec. Medio 11/04 D2-R6-R500 = -17,5%

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

AIPSAA 8,0 5,8 6,3 8,2 8,7 7,4 6,6 7,1 6,7 6,5 4,7 8,3 84,3

AYEPSA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 4,9 5,7 11,0

CELEPSA 139,1 128,3 154,8 149,7 128,3 78,4 60,8 62,0 63,1 66,3 71,2 122,0 1 224,1

CHINANGO 127,1 110,5 135,7 134,0 112,2 65,7 64,5 40,5 57,3 89,9 105,6 118,7 1 161,6

CORONA 13,7 12,3 14,1 12,9 13,9 12,6 12,6 11,8 12,2 12,2 12,1 13,1 153,5

EDEGEL 695,8 592,1 714,7 700,8 649,6 684,0 634,6 663,1 718,1 726,9 687,0 677,6 8 144,3

EEPSA 46,5 50,4 63,1 54,3 60,1 60,1 68,3 72,9 68,1 61,9 60,2 37,7 703,6

EGASA 84,2 89,6 117,0 123,7 89,2 103,9 118,9 122,0 119,8 124,8 117,3 118,2 1 328,6

EGEMSA 62,7 54,7 62,3 60,9 64,6 60,8 63,8 64,5 61,6 64,1 60,8 62,3 743,1

EGENOR 246,1 225,7 225,2 221,9 194,0 147,2 121,7 152,6 159,3 157,4 213,4 253,4 2 317,7

EGESUR 11,8 10,2 11,3 8,0 9,6 13,3 21,7 24,0 23,9 23,0 18,9 18,2 193,8

ELECTROPERÚ 568,3 499,9 586,6 533,7 626,4 635,4 642,2 633,1 640,8 624,5 618,2 629,8 7 238,9

ENERSUR 302,0 387,8 368,2 304,4 355,5 404,8 473,7 487,5 352,8 382,2 405,8 450,8 4 675,5

GEPSA 0,0 0,6 2,3 2,2 2,2 2,4 2,5 2,4 2,2 2,8 2,5 5,0 27,1

KALLPA 298,3 229,0 255,2 271,7 371,9 382,4 403,8 400,3 372,3 404,9 341,6 262,2 3 993,7

MAJA ENERGÍA 2,1 1,6 1,6 1,6 1,6 1,7 1,6 1,7 1,3 1,1 1,4 2,3 19,5

PETRAMAS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 2,0 3,0

SAN GABÁN 80,7 71,5 59,5 56,1 76,3 51,1 50,2 45,2 52,1 63,4 63,6 75,4 745,1

SANTA CRUZ 8,3 7,4 8,0 8,4 4,5 3,0 2,4 2,4 1,7 2,3 4,2 8,1 60,8

SANTA ROSA 0,0 0,0 0,3 0,5 0,4 0,4 0,3 0,4 0,3 0,3 0,4 0,4 3,7

SDF ENERGÍA 20,1 17,1 6,0 19,7 19,5 8,4 6,5 0,0 0,0 8,8 7,0 21,4 134,7

SHOUGESA 0,1 2,0 0,9 0,7 0,1 0,1 0,1 8,1 6,8 0,3 1,3 1,1 21,7

SINERSA 1,6 4,0 5,3 5,6 6,7 5,6 5,5 3,8 4,5 4,2 3,5 4,3 54,7

SN POWER 162,8 156,0 170,1 157,3 151,8 119,4 132,3 122,0 115,6 122,1 125,5 150,4 1 685,1

TERMOSELVA 28,6 42,5 28,3 21,5 20,9 44,1 32,1 52,9 62,9 65,4 45,1 44,4 488,7

TOTAL 2 908,0 2 698,8 2 996,7 2 857,9 2 968,0 2 892,3 2 927,0 2 980,1 2 903,3 3 015,4 2 977,2 3 092,8 35 217,4

HIDRÁULICA 1 920,3 1 736,2 1 963,0 1 869,6 1 823,4 1 523,7 1 518,9 1 474,0 1 462,2 1 576,9 1 642,2 1 893,7 20 404,1

TÉRMICA 987,7 962,6 1 033,7 988,3 1 144,6 1 368,5 1 408,1 1 506,2 1 441,1 1 438,4 1 335,0 1 199,0 14 813,3

EMPRESA ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

CUADRO N°5.8PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE CENTRALES TÉRMICAS DEL COES - GW.h

GRÁFICO N° 5.6 AEVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TOTAL POR TIPO DE GENERACIÓN DEL COES

GW.h

El resumen de la producción mensual por empresas y por tipo de generación se presenta en el Cuadro N° 5.8. El gráfi co N° 5.6A muestra la evolución de la producción mensual de energía eléctrica del COES por tipo de generación para el período 1997 a 2011.

En el Cuadro N° 5.9 se muestra la evolución anual de la producción de energía eléctrica por recurso energético en el COES refl ejando una mayor participación del recurso hídrico y uso del Gas Natural de Camisea que representan el 57,94% y 34,84% respectivamente. Asimismo,

se muestra que en el periodo 2006-2011 la producción de energía generada con Gas Natural de Camisea tuvo un crecimiento medio anual de 36,85% principalmente debido al ingreso de unidades de generación a ciclo simple ubicadas en la zona centro del país.

En el Cuadro N° 5.10 se presenta la evolución de la participación del Gas Natural en la producción de energía del COES, observándose que a partir del año 2006 existe un creciente incremento en el uso del gas natural pasando de 17,35% en el 2006 y alcanzar 38,23% en el 2011, superando ampliamente el tercio de participación en la matriz de generación eléctrica.


AÑO CAMISEA HIDRÁULICA CARBÓN D2-R6-R500 OTROS TOTAL

2001 744,2 0,0 16 807,0 338,8 17 890,0

2002 1 006,4 0,0 17 224,5 845,9 581,1 0,0 19 657,9

2003 1 229,9 0,0 17 731,9 859,4 867,3 0,0 20 688,6

2004 1 683,8 486,3 16 692,6 993,6 2 046,4 0,0 21 902,7

2005 1 806,9 2 264,9 17 100,8 830,9 998,0 0,0 23 001,5

2006 1 739,9 2 556,4 18 670,7 881,0 914,8 0,0 24 762,8

2007 1 742,5 5 573,5 18 588,5 840,1 510,3 0,0 27 254,9

2008 1 908,8 7 409,8 18 010,2 909,3 1 320,5 0,0 29 558,7

2009 2 819,8 6 447,0 18 751,7 930,2 858,9 0,0 29 807,6

2010 1 448,6 9 997,9 18 964,6 1 066,9 871,3 77,5 32 426,8

2011 1 192,3 12 269,9 20 404,1 732,4 531,5 87,3 35 217,4

Incremento 11 / 10 -17,7% 22,7% 7,6% -31,4% -39,0% 12,7% 8,6%

T. Crec.2001 / 2011 4,8% 2,0% 8,0% 7,0%

T. Crec.2006 / 2011 -7,3% 36,8% 1,8% -3,6% -10,3% 7,3%

Participación 2011 3,4% 34,8% 57,9% 2,1% 1,5% 0,2% 100,0%

MALACAS -AGUAYTIA

CUADRO N° 5.9EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN GW.h

POR RECURSO ENERGÉTICO COES 2001 - 2011

CUADRO N° 5.10EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PARTICIPACIÓN DEL GAS NATURAL

EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL COES GW.h

AÑOS GAS NATURAL PROD. SEIN PARTICIPACIÓN

2001 744,2 18 462,8 4,03%

2002 1 006,4 19 657,9 5,12%

2003 1 229,9 20 688,6 5,94%

2004 2 170,1 21 902,7 9,91%

2005 4 071,8 23 001,5 17,70%

2006 4 296,3 24 762,8 17,35%

2007 7 316,1 27 254,9 26,84%

2008 9 318,7 29 558,7 31,53%

2009 9 266,8 29 807,6 31,09%

2010 11 446,5 32 426,8 35,30%

2011 13 462,2 35 217,4 38,23%

Variación 11 / 10 17,61% 8,61%

T. Crec.2001 / 2011 33,58% 6,67%

T. Crec.2006 / 2011 25,66% 7,30%


2001 ENERO 9,8 1 426,6 49,0 30,1 1 515,5

FEBRERO 12,3 1 350,0 3,6 31,4 1 397,4

MARZO 21,4 1 461,4 29,9 36,5 1 549,3

ABRIL 9,7 1 422,3 16,0 32,2 1 480,2

MAYO 18,8 1 466,1 36,6 29,8 1 551,2

JUNIO 57,5 1 341,2 61,5 43,4 1 503,6

JULIO 134,8 1 335,9 0,0 85,5 1 556,1

AGOSTO 155,7 1 320,1 0,0 87,1 1 563,0

SEPTIEMBRE 143,0 1 335,5 0,0 62,8 1 541,3

OCTUBRE 112,7 1 401,2 41,6 60,1 1 615,6

NOVIEMBRE 43,9 1 423,5 72,1 29,8 1 569,3

DICIEMBRE 24,5 1 523,1 28,5 44,0 1 620,2

TOTAL 744,2 0,0 16 807,0 338,8 572,8 0,0 18 462,8

2002 ENERO 44,7 1 504,3 64,9 28,5 1 642,4

FEBRERO 32,9 1 374,8 64,7 24,2 1 496,6

MARZO 48,6 1 540,0 42,8 43,8 1 675,2

ABRIL 36,9 1 545,5 34,0 28,2 1 644,5

MAYO 97,0 1 478,8 50,9 36,8 1 663,6

JUNIO 128,7 1 316,6 77,4 42,4 1 565,1

JULIO 130,8 1 342,9 83,7 57,9 1 615,4

AGOSTO 165,9 1 262,7 95,2 111,7 1 635,4

SEPTIEMBRE 157,2 1 287,3 93,0 105,2 1 642,7

OCTUBRE 110,0 1 463,5 90,2 45,4 1 709,0

NOVIEMBRE 21,9 1 527,0 75,1 27,6 1 651,6

DICIEMBRE 31,8 1 581,1 74,1 29,3 1 716,3

TOTAL 1 006,4 0,0 17 224,5 845,9 581,1 0,0 19 657,9

2003 ENERO 38,0 1 614,1 43,2 31,2 1 726,4

FEBRERO 48,4 1 474,3 50,7 28,8 1 602,1

MARZO 64,2 1 614,2 42,6 45,7 1 766,8

ABRIL 40,3 1 605,1 14,0 30,7 1 690,1

MAYO 99,5 1 537,9 70,9 29,1 1 737,3

JUNIO 141,4 1 401,0 86,3 62,2 1 690,8

JULIO 133,8 1 385,4 100,0 111,2 1 730,4

AGOSTO 106,9 1 399,7 98,3 138,7 1 743,7

SEPTIEMBRE 128,9 1 350,0 96,0 122,9 1 697,8

OCTUBRE 171,3 1 401,0 97,1 115,7 1 785,1

NOVIEMBRE 169,4 1 357,5 94,4 115,9 1 737,2

DICIEMBRE 87,7 1 591,7 65,9 35,4 1 780,7

TOTAL 1 229,9 0,0 17 731,9 859,4 867,3 0,0 20 688,6

2004 ENERO 90,8 1 519,0 83,7 105,8 1 799,4

FEBRERO 61,9 1 518,4 69,9 69,6 1 719,9

MARZO 90,2 1 650,0 72,0 50,6 1 862,8

ABRIL 130,0 1 502,7 67,8 94,3 1 794,8

MAYO 194,8 1 292,9 100,0 256,1 1 843,7

JUNIO 176,7 1 182,1 97,2 322,7 1 778,6

JULIO 195,8 1 178,3 99,4 330,9 1 804,4

AGOSTO 196,6 1 219,4 100,3 330,9 1 847,2

SEPTIEMBRE 186,3 89,3 1 130,2 97,5 313,4 1 816,8

OCTUBRE 168,9 139,9 1 346,5 97,6 111,3 1 864,2

NOVIEMBRE 112,6 151,1 1 503,7 50,3 27,2 1 844,8

DICIEMBRE 79,3 105,9 1 649,4 57,8 33,7 1 926,2

TOTAL 1 683,8 486,3 16 692,6 993,6 2 046,4 0,0 21 902,7



continúa

AÑO MESES CAMISEA HIDRÁULICA CARBÓN D2-R6-R500 OTROS TOTALMALACAS - AGUAYTIA


2005 ENERO 92,8 110,9 1 661,9 0,0 31,0 1 896,6

FEBRERO 82,4 84,3 1 554,7 0,0 27,1 1 748,5

MARZO 99,0 111,3 1 676,9 4,4 37,8 1 929,4

ABRIL 97,3 115,1 1 572,2 69,8 34,1 1 888,4

MAYO 163,2 218,1 1 356,1 98,0 123,4 1 958,8

JUNIO 182,8 249,6 1 243,1 96,0 86,5 1 858,0

JULIO 187,4 282,8 1 264,8 94,4 48,4 1 877,7

AGOSTO 189,7 258,9 1 251,3 100,8 138,4 1 939,1

SEPTIEMBRE 189,7 272,2 1 212,8 96,4 136,2 1 907,3

OCTUBRE 188,1 122,2 1 468,1 87,2 123,6 1 989,2

NOVIEMBRE 186,4 213,3 1 361,3 96,4 114,0 1 971,3

DICIEMBRE 148,3 226,2 1 477,8 87,4 97,4 2 037,1

TOTAL 1 806,9 2 264,9 17 100,8 830,9 998,0 0,0 23 001,5

2006 ENERO 126,1 119,0 1 715,6 54,1 27,1 2 041,9

FEBRERO 87,4 139,1 1 626,4 0,0 33,6 1 886,4

MARZO 65,9 63,1 1 858,6 55,1 60,6 2 103,3

ABRIL 66,1 32,3 1 761,5 62,1 49,1 1 971,1

MAYO 136,8 147,3 1 550,2 95,6 131,5 2 061,2

JUNIO 190,7 277,2 1 348,7 97,4 81,2 1 995,1

JULIO 201,7 323,0 1 343,1 100,6 82,3 2 050,7

AGOSTO 191,9 326,2 1 355,8 100,9 118,4 2 093,3

SEPTIEMBRE 196,2 245,6 1 351,3 97,5 170,7 2 061,3

OCTUBRE 188,9 311,3 1 489,1 84,2 80,8 2 154,4

NOVIEMBRE 165,1 273,3 1 581,5 72,8 45,3 2 138,0

DICIEMBRE 123,1 298,8 1 689,0 60,9 34,3 2 206,1

TOTAL 1 739,9 2 556,4 18 670,7 881,0 914,8 0,0 24 762,8

2007 ENERO 79,9 304,5 1 794,5 32,2 23,0 2 234,0

FEBRERO 95,3 280,5 1 602,0 60,9 23,0 2 061,7

MARZO 144,4 342,5 1 726,5 70,1 39,3 2 322,9

ABRIL 105,7 308,3 1 711,4 28,8 38,4 2 192,6

MAYO 111,0 402,0 1 676,6 71,0 30,8 2 291,4

JUNIO 177,1 468,4 1 430,5 89,8 56,4 2 222,2

JULIO 175,0 605,8 1 383,6 88,3 44,0 2 296,7

AGOSTO 188,2 564,9 1 387,7 90,4 59,8 2 291,1

SEPTIEMBRE 171,2 575,6 1 332,5 80,8 68,7 2 228,8

OCTUBRE 181,9 578,7 1 457,3 89,5 52,3 2 359,7

NOVIEMBRE 160,2 582,2 1 490,9 70,2 30,6 2 334,1

DICIEMBRE 152,6 559,9 1 595,0 68,1 44,0 2 419,7

TOTAL 1 742,5 5 573,5 18 588,5 840,1 510,3 0,0 27 254,9

2008 ENERO 126,4 330,2 1 825,9 63,8 89,4 2 435,6

FEBRERO 100,9 497,3 1 690,8 35,9 31,7 2 356,6

MARZO 105,7 548,7 1 790,8 25,3 40,1 2 510,5

ABRIL 115,9 523,7 1 714,5 52,1 26,0 2 432,1

MAYO 190,5 651,8 1 451,6 77,6 94,9 2 466,4

JUNIO 184,9 696,8 1 336,4 93,6 127,0 2 438,7

JULIO 202,3 721,5 1 264,4 100,5 171,9 2 460,6

AGOSTO 199,4 713,2 1 269,9 101,0 220,2 2 503,7

SEPTIEMBRE 196,4 707,0 1 251,1 97,4 218,2 2 470,1

OCTUBRE 173,4 682,0 1 486,7 90,4 121,0 2 553,6

NOVIEMBRE 166,0 682,3 1 428,6 90,0 74,6 2 441,5

DICIEMBRE 147,0 655,4 1 499,6 81,8 105,5 2 489,3

TOTAL 1 908,8 7 409,8 18 010,2 909,3 1 320,5 0,0 29 558,72009 ENERO 196,3 463,5 1 763,6 65,5 30,4 2 519,2

FEBRERO 195,6 365,2 1 630,6 67,8 60,6 2 319,8

MARZO 151,7 549,1 1 749,9 59,9 43,0 2 553,7

ABRIL 234,0 391,0 1 734,1 22,9 58,6 2 440,6

MAYO 271,5 483,9 1 651,3 63,5 42,5 2 512,7

JUNIO 287,7 549,9 1 366,7 95,1 69,3 2 368,7

JULIO 284,6 584,8 1 362,8 97,2 64,3 2 393,6

AGOSTO 270,1 684,6 1 332,4 99,0 107,0 2 493,1

SEPTIEMBRE 271,2 617,0 1 351,1 96,5 132,3 2 468,1

OCTUBRE 272,2 622,7 1 460,6 93,0 92,9 2 541,3

NOVIEMBRE 188,9 584,9 1 556,2 88,0 119,1 2 537,1

DICIEMBRE 195,9 550,5 1 792,4 81,7 39,1 2 659,6

TOTAL 2 819,8 6 447,0 18 751,7 930,2 858,9 0,0 29 807,6

2010 ENERO 132,4 576,3 1 810,0 83,1 59,8 4,7 2 666,3

FEBRERO 106,0 565,6 1 644,9 83,1 67,9 0,4 2 468,0

MARZO 114,4 643,0 1 852,8 95,0 62,1 1,1 2 768,4

ABRIL 88,7 620,8 1 785,9 66,8 73,0 8,2 2 643,4

MAYO 98,7 812,9 1 644,8 86,0 63,9 7,3 2 713,5

JUNIO 149,2 936,3 1 409,0 94,7 68,5 6,8 2 664,6

JULIO 136,9 990,0 1 389,6 94,6 83,7 8,0 2 702,8

AGOSTO 158,7 982,7 1 392,9 92,0 86,0 9,3 2 721,5

SEPTIEMBRE 118,8 1 021,2 1 356,2 92,9 71,9 7,4 2 668,3

OCTUBRE 136,0 1 023,2 1 445,1 97,6 75,7 7,6 2 785,2

NOVIEMBRE 114,2 1 006,8 1 453,8 93,2 88,0 8,3 2 764,3

DICIEMBRE 94,5 819,1 1 779,6 88,0 70,9 8,3 2 860,5

TOTAL 1 448,6 9 997,9 18 964,6 1 066,9 871,3 77,5 32 426,8


continúa




0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11

Participación (%)

OTROS

D2-R6-R500

CARBON

MALACAS - AGUAYTIA

CAMISEA

HIDRO

GRÁFICO N° 5.6 BEVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN POR TIPO DE RECURSO ENERGETICO EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGIA DEL COES

2000 - 2011

2011 ENERO 75,1 786,3 1 920,3 72,1 46,1 8,0 2 908,0 FEBRERO 92,8 760,4 1 736,2 61,1 42,5 5,8 2 698,8 MARZO 91,4 816,0 1 963,0 67,3 52,7 6,3 2 996,7 ABRIL 75,9 812,4 1 869,6 32,6 59,2 8,2 2 857,9 MAYO 81,0 934,5 1 823,4 74,6 45,9 8,7 2 968,0 JUNIO 104,2 1 105,7 1 523,7 92,2 59,0 7,4 2 892,3 JULIO 100,4 1 162,2 1 518,9 87,2 51,7 6,6 2 927,0 AGOSTO 125,8 1 244,5 1 474,0 72,6 56,2 7,1 2 980,1 SEPTIEMBRE 131,0 1 227,1 1 462,2 17,5 58,9 6,7 2 903,3 OCTUBRE 127,3 1 218,8 1 576,9 56,4 29,4 6,5 3 015,4 NOVIEMBRE 105,3 1 147,8 1 642,2 60,7 15,4 5,8 2 977,2 DICIEMBRE 82,1 1 054,2 1 893,7 38,0 14,5 10,3 3 092,8

TOTAL 1 192,3 12 269,9 20 404,1 732,4 531,5 87,3 35 217,4


POR RECURSO ENERGÉTICO C0ES 2001 - 2011

La demanda máxima del COES para el año 2011 fue 4 961,2 MW ocurrida el día 14 de diciembre a las 20:15 h, valor superior en 8,35% respecto a la deman-da máxima del año 2010 que fue 4 578,9 MW. La evolución mensual y anual de la demanda máxima del COES, para el período de 2000 a 2011, se presenta en el Cuadro N° 5.15 que incluye gráfi cos en los cuales se puede apreciar la evolución mensual tanto de la demanda como la energía para el citado período. En el Cuadro N° 5.17A y Cuadro N° 5.17B se presenta la potencia generada de las empresas integrantes del COES por tipo de generación, centrales y unidades de generación del COES para el período de la máxima demanda coincidente mensual del año 2011.

La energía producida en el día de demanda máxima del COES fue 106,0 GW.h y el factor de carga diario correspondiente fue 88,99%. El despacho de la generación para dicho período de 15 minutos fue 55,4% hidráulico y 44,6% térmico. El Gráfi co N° 5.7B, Gráfi co N° 5.7C Y Gráfi co N° 5.7d nos muestra el Diagrama de Carga del 14 de diciembre de 2011, el Diagrama de Duración Diario, la Cobertura de la Demanda Máxima de Potencia del COES por tipo de generación. El Gráfi co N° 5.8 muestra la cobertura de la máxima demanda de potencia en el COES por tipo de generación y tecnología. En el Cuadro N° 5.18 se presenta la participación de las unidades de generación por insumo y tecnología en el día de máxima demanda del 2011 y en el Gráfi co N° 5.9 se muestra el Despacho de Generación para el día de Demanda Máxima.

Demanda máxima de potencia en el SEIN

Ene 947,1 1 128,2 1 143,0 1 210,5 1 515,5 1 642,4 1 726,4 1 799,4 1 896,6 2 041,9 2 234,0 2 435,6 2 516,7 2 666,3 2 908,0 9,07%

Feb 865,7 1 044,7 1 059,4 1 164,1 1 397,4 1 496,6 1 602,1 1 719,9 1 748,5 1 886,4 2 061,7 2 356,6 2 317,1 2 468,0 2 698,8 9,35%

Mar 944,4 1 136,3 1 169,4 1 252,3 1 549,3 1 675,2 1 766,8 1 862,8 1 929,4 2 103,3 2 322,9 2 510,5 2 551,7 2 768,4 2 996,7 8,24%

Abr 954,5 1 096,3 1 102,6 1 167,7 1 480,2 1 644,5 1 690,1 1 795,2 1 888,4 1 971,1 2 192,6 2 432,1 2 438,9 2 643,4 2 857,9 8,11%

May 971,5 1 128,4 1 152,4 1 217,8 1 551,2 1 663,6 1 737,3 1 843,7 1 958,8 2 061,2 2 291,4 2 466,4 2 512,9 2 713,5 2 968,0 9,38%

Jun 948,1 1 092,0 1 115,6 1 178,1 1 503,6 1 565,1 1 690,8 1 778,6 1 858,0 1 995,1 2 222,2 2 438,7 2 369,3 2 664,6 2 892,3 8,55%

Jul 1 057,6 1 130,6 1 146,4 1 194,2 1 556,1 1 615,4 1 730,4 1 804,4 1 877,7 2 050,7 2 296,7 2 460,6 2 394,8 2 702,8 2 927,0 8,29%

Ago 1 101,4 1 150,1 1 172,0 1 239,8 1 563,0 1 635,4 1 743,7 1 847,2 1 939,1 2 093,3 2 291,1 2 503,7 2 492,8 2 721,5 2 980,1 9,50%

Set 1 074,4 1 124,0 1 152,4 1 197,8 1 541,3 1 642,7 1 697,8 1 816,8 1 907,3 2 061,3 2 228,8 2 470,1 2 476,2 2 668,3 2 903,3 8,81%

Oct 1 107,3 1 140,0 1 184,0 1 513,1 1 615,6 1 709,0 1 785,1 1 864,2 1 989,2 2 154,4 2 359,7 2 553,6 2 541,6 2 785,2 3 015,4 8,27%

Nov 1 074,8 1 103,3 1 179,5 1 476,8 1 569,3 1 651,6 1 737,2 1 844,8 1 971,3 2 138,0 2 334,1 2 441,5 2 536,0 2 764,3 2 977,2 7,70%

Dic 1 123,4 1 136,6 1 213,6 1 506,0 1 620,2 1 716,3 1 780,7 1 926,2 2 037,1 2 206,1 2 419,7 2 489,3 2 659,2 2 860,5 3 092,8 8,12%

Anual 12 170,3 13 410,5 13 790,5 15 318,1 18 462,8 19 657,9 20 688,6 21 903,1 23 001,5 24 762,8 27 254,9 29 558,7 29 807,2 32 426,8 35 217,4 8,61%

Meses 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

CUADRO N°5.12EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL COES - GW.h

2011 / 2010INC%



0

900

1 800

2 700

3 600

4 500

5 400

00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45

Potencia (MW)

Tiempo (h)

Factor de Carga = 0,8899

105,96 GWh

3 615,57 MW

GRÁFICO N° 5.7 BDIAGRAMA DE CARGA DEL DÍA DE LA MÁXIMA DEMANDA

14 DE DICIEMBRE DE 2011

GRÁFICO N° 5.7 CDIAGRAMA DE DURACIÓN DEL DÍA DE LA MÁXIMA DEMANDA ANUAL

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

500

800

1 100

1 400

1 700

2 000

2 300

2 600

2 900

3 200

3 500

3 800

4 100

4 400

4 700

5 000

Ene 97 Ene 99 Ene 01 Ene 03 Ene 05 Ene 07 Ene 09 Ene 11

Energía (GW.h)Demanda

(MW)

DEMANDA MÁXIMA

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

INTERCONEXIÓN SICN SIS

GRÁFICO N° 5.7 AEVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA Y ENERGÍA DEL COES

1997- 2011


DICIEMBRE2010

DICIEMBRE2011

% inc.

Potencia (MW) 4 578,9 4 961,2 8,35%

Fecha / hora 16/12/2010 19:30 14/12/2011 20:15

CUADRO N° 5.13COMPARATIVO DE MÁXIMA DEMANDA

TIPO DE EQUIPO HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

HIDROELÉCTRICA 2 748,6 2 748,6

TURBINAS A GAS 1 505,2 1 505,2

CICLO COMBINADO 472,3 472,3

TURBINA AVAPOR 149,3 149,3

GRUPOS DIESEL 85,7 85,7

TOTAL 2 748,6 2 212,6 4 961,2

CUADRO N° 5.14MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE FUENTE DE GENERACIÓN

Y TECNOLOGÍA (MW) (14-12-2011 HORA: 20:15)

HIDRÁULICAMESES

2011 2010 VAR. % 2011 2010 VAR. % 2011 2010 VAR. %

TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA + TÉRMICA

ENERO 2 711.1 2 481.9 9.23 1 875.3 1 808.5 3.70 4 586.4 4 290.5 6.90

FEBRERO 2 504.0 2 657.3 -5.77 2 166.0 1 692.4 27.99 4 670.0 4 349.7 7.36

MARZO 2 785.5 2 669.1 4.36 1 929.3 1 783.6 8.17 4 714.8 4 452.6 5.89

ABRIL 2 735.6 2 804.0 -2.44 2 008.4 1 599.6 25.56 4 744.0 4 403.6 7.73

MAYO 2 775.7 2 410.5 15.15 1 942.6 1 970.7 -1.43 4 718.3 4 381.2 7.69

JUNIO 2 438.3 2 306.9 5.70 2 325.9 2 128.7 9.26 4 764.2 4 435.5 7.41

JULIO 2 375.2 2 452.4 -3.15 2 315.6 1 932.2 19.84 4 690.8 4 384.6 6.98

AGOSTO 2 404.0 2 331.2 3.12 2 272.5 2 012.9 12.90 4 676.5 4 344.1 7.65

SEPTIEMBRE 2 452.8 2 337.5 4.93 2 338.6 2 049.7 14.09 4 791.4 4 387.2 9.21

OCTUBRE 2 473.2 2 111.6 17.12 2 314.7 2 349.5 -1.48 4 787.9 4 461.0 7.33

NOVIEMBRE 2 684.4 2 558.2 4.93 2 216.1 1 964.1 12.83 4 900.5 4 522.3 8.36

DICIEMBRE 2 748.6 2 619.7 4.92 2 212.6 1 959.2 12.93 4 961.2 4 578.9 8.35

CUADRO N° 5.15MÁXIMA DEMANDA MENSUAL DEL COES (MW) 2011

TERMICA(44,60%)

HIDRAULICA(55,40%)

GRÁFICO N° 5.7 DCOBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA DEL COES

POR TIPO DE GENERACIÓN

GRÁFICO N° 5.8COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA DEL COES

POR TIPO DE GENERACIÓN Y TECNOLOGÍA


ENERO 2 139,7 2 606,8 2 762,4 2 851,2 2 959,3 3 044,1 3 278,6 3 589,2 3 983,0 4 091,1 4 290,5 4 586,4 6,90%

FEBRERO 2 154,0 2 623,6 2 768,0 2 907,1 2 974,3 3 044,7 3 281,8 3 646,8 4 009,4 4 105,3 4 349,7 4 670,0 7,36%

MARZO 2 148,6 2 641,8 2 822,5 2 927,9 3 007,6 3 106,9 3 351,5 3 727,6 4 072,0 4 155,1 4 452,6 4 714,8 5,89%

ABRIL 2 129,6 2 694,1 2 846,9 2 915,2 3 024,8 3 157,3 3 338,1 3 744,5 4 043,2 4 180,0 4 403,6 4 744,0 7,73%

MAYO 2 131,2 2 673,2 2 823,2 2 914,7 2 978,6 3 193,3 3 320,7 3 758,5 4 018,9 4 124,9 4 381,2 4 718,3 7,69%

JUNIO 2 143,7 2 676,6 2 777,8 2 895,8 2 974,3 3 092,2 3 314,4 3 714,3 4 090,8 4 033,8 4 435,5 4 764,2 7,41%

JULIO 2 091,2 2 685,5 2 778,1 2 885,0 2 904,3 3 138,3 3 321,9 3 721,9 4 039,7 3 973,4 4 384,6 4 690,8 6,98%

AGOSTO 2 116,8 2 669,8 2 775,8 2 882,2 2 972,7 3 127,0 3 353,1 3 730,1 4 073,1 4 025,3 4 344,1 4 676,5 7,65%

SEPTIEMBRE 2 162,8 2 694,1 2 838,2 2 887,2 2 973,9 3 175,5 3 395,5 3 758,9 4 108,2 4 056,6 4 387,2 4 791,4 9,21%

OCTUBRE 2 615,3 2 740,8 2 839,2 2 935,8 3 012,4 3 233,8 3 452,1 3 810,8 4 088,1 4 088,4 4 461,0 4 787,9 7,33%

NOVIEMBRE 2 620,7 2 768,8 2 870,8 2 942,4 3 045,5 3 244,6 3 514,5 3 939,7 4 155,9 4 255,6 4 522,3 4 900,5 8,36%

DICIEMBRE 2 597,4 2 792,2 2 908,2 2 964,8 3 130,8 3 305,0 3 580,3 3 965,6 4 198,7 4 322,4 4 578,9 4 961,2 8,35%

TOTAL 2 620,7 2 792,2 2 908,2 2 964,8 3 130,8 3 305,0 3 580,3 3 965,6 4 198,7 4 322,4 4 578,9 4 961,2 8,35%

MESES 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

CUADRO N° 5.16EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA DEL COES 2011 - MW

2011 / 2010INC%

CUADRO N° 5.17 A

MÁXIMA DEMANDA MENSUAL DE CENTRALES DEL COES - MW 2011

HIDRÁULICAS

EMPRESA CENTRAL UNIDAD ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

AYEPSA C.H. PÍAS G1 0,0 6,3

G2 6,3

Total 0,0 6,3 6,3

CELEPSA C.H. PLATANAL G1 108,0 109,2 109,2 109,2 109,2 80,4 91,4 108,3 108,6 108,9 108,8

G2 65,4 109,0 109,0 109,1 108,8 68,1 81,6 108,4 108,1 108,3 108,5

Total 173,4 218,1 218,1 218,3 218,0 148,5 173,0 108,4 216,4 108,6 217,2 217,3

CHINANGO C.H. CHIMAY G1 75,0 75,1 75,5 75,5 74,7 45,1 74,7 74,4 74,3 75,6 74,7

G2 75,2 75,6 75,6 75,5 75,7 45,3 74,8 75,3 74,6 74,5 75,6 74,8

C.H. YANANGO G1 41,7 42,4 42,1 42,0 40,2 28,3 20,1 15,5 16,1 41,7 28,3 34,1

Total 191,9 193,1 193,2 192,9 190,6 118,7 95,0 165,5 165,0 190,6 179,5 183,6

CORONA C.H. HUANCHOR G1 9,5 9,4 9,5 9,5 9,5 9,4 8,7 8,2 8,6 8,7 7,6 9,5

G2 9,5 9,5 9,5 9,4 9,4 8,5 8,4 8,1 8,3 8,6 7,6 9,1

Total 19,0 19,0 19,0 18,9 18,9 17,9 17,1 16,3 16,9 17,2 15,1 18,5

EDEGEL C.H. CALLAHUANCA G1 12,9 14,9 14,9 15,6 15,4 15,6 13,9 12,9 13,9 13,9 13,9 14,4

G2 13,0 15,0 15,0 15,0 15,7 15,7 14,0 13,0 14,0 13,9 14,0 14,0

G3 15,6 14,9 15,6 15,6 15,3 15,6 13,9 12,9 13,9 13,9 13,9 13,9

G4 31,3 31,3 33,4 33,5 33,5 33,5 30,8 31,3 31,3 33,8 33,3 32,8

C.H. HUAMPANI G1 15,0 15,4 14,7 14,0 14,8 15,4 15,1 15,3 14,9 16,1 13,5 15,3

G2 15,1 14,4 14,8 14,9 14,1 12,7 14,5 12,6 15,1 14,4 14,3 14,8

C.H. HUINCO G1 59,0 46,4 36,1 49,2 43,7 38,1 43,4 43,4 43,2 39,8 50,9

G2 63,4 39,3 38,1 46,1 35,2 29,6 35,7 51,8 65,8 34,9 35,7

G3 58,6 47,8 40,8 47,4 49,3 41,3 30,7 49,1 40,8 50,4 45,0 61,6

G4 58,0 52,8 41,7 55,0 46,8 49,0 31,3 44,8 42,9 38,6 47,2 35,2

C.H. MATUCANA G1 25,9 63,4 63,3 63,4 63,5 59,1 46,1 43,6 47,4 47,1 46,6 63,0

G2 25,9 63,2 63,3 63,5 63,5 59,4 49,3 46,4 48,0 47,2 46,3 63,3

C.H. MOYOPAMPA G1 22,0 23,8 24,1 20,1 24,3 24,2 23,8 24,3 24,0 23,6 24,1 24,0

G2 23,0 23,9 23,9 19,7 24,0 24,0 23,4 22,3 23,8 23,8 23,9 23,8

G3 19,9 22,6 20,5 20,5 20,5 20,7 20,3 20,3 20,2 20,4 20,3 20,5

Total 458,6 488,9 460,2 493,4 479,5 415,8 401,1 444,1 459,5 435,2 431,9 447,5

EGASA C.H. CHARCANI I G1 0,9 0,8 0,9 0,9 0,9 0,9 0,8 0,9 0,8 0,8 0,8 0,9

G2 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,8 0,9 0,9 0,9

C.H. CHARCANI II G1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

G2 0,2 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

G3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

C.H. CHARCANI III G1 2,3 2,0 2,3 2,3 2,3 2,0 2,3

G2 2,3 2,0 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3

C.H. CHARCANI IV G1 4,8 5,0 5,2 5,1 5,1 4,9 5,0 5,1 5,1 5,0 5,1 5,2

G2 5,1 5,1 5,0 5,1 5,1 5,1 5,0 5,1 5,1 5,1 5,1 5,1

G3 5,0 5,1 5,2 5,0 5,0 5,0 4,9 5,0 5,1 5,0 5,0 5,0

C.H. CHARCANI V G1 47,4 43,5 46,8 42,7 44,1 46,2

G2 43,1 45,8 46,6 43,1 43,6 45,8 48,5 45,0 43,8 45,3

G3 46,3 43,9 46,0 44,0 45,8 0,0 43,6 48,8 45,5 44,0 45,7

C.H. CHARCANI VI G1 8,8 7,8 8,7 8,7 8,8 8,8 8,8 8,9 9,0 8,9 8,8 8,8

Total 124,1 116,6 166,9 120,5 123,2 114,1 159,6 120,5 128,0 121,2 116,5 119,8

EGEMSA C.H. MACHUPICCHU G1 28,5 29,3 29,1 29,6 29,3 28,4 28,3 29,3 28,0 29,2 28,5 28,1

G2 28,2 28,0 27,8 29,5 29,5 28,5 27,7 29,4 28,1 29,4 28,2 27,8

G3 28,4 28,7 28,6 29,5 29,3 28,3 27,2 29,2 28,1 29,1 28,7 28,2

Total 85,2 86,0 85,5 88,6 88,1 85,2 83,2 87,9 84,3 87,7 85,4 84,1

EGENOR C.H. CAÑA BRAVA G1 5,0 5,2 5,4 3,3 5,1 5,0 3,1 1,2 4,4 3,8 5,4 5,5

C.H. CAÑON DEL PATO G1 39,2 36,7 39,2 38,2 37,2 31,2 20,2 37,2 40,2

G2 40,4 36,8 39,9 37,8 37,3 30,2 21,1 30,2 20,6 37,3 40,4

G3 39,8 36,4 39,4 37,4 36,9 29,9 21,0 29,9 26,9 20,0 37,9 39,9

G4 39,8 36,3 39,3 37,3 38,0 30,8 20,9 29,8 27,8 21,1 38,3 39,8

G5 38,5 36,4 39,5 37,4 36,9 29,9 22,5 27,9 21,0 38,0 40,1

G6 37,8 36,8 39,2 37,3 36,8 29,8 27,2 36,7 39,7

C.H. CARHUAQUERO G1 25,2 30,6 28,5 30,5 30,1 26,3 15,4 20,4 21,4 30,2 30,4

G2 24,5 25,7 28,6 29,5 30,8 27,2 22,9 20,0 20,3 21,6 30,5 29,6

G3 29,9 31,2 28,4 30,2 30,4 22,9 28,3 17,3 20,2 20,8 29,8 28,5

C.H. CARHUAQUERO IV G4 10,6 10,6 10,6 9,5 9,7 10,0 10,0 10,0 10,1 10,0 9,9

Total 330,5 322,7 337,9 328,4 329,2 243,5 165,2 158,3 185,2 180,5 331,4 344,0

continúa



EGESUR C.H. ARICOTA I G1 7,9 9,3 9,4 9,2 9,6 10,2 9,0 9,0 9,2 8,3 7,1

G2 8,1 9,2 9,5 9,2 9,4 9,0 9,2 9,0 8,8 9,1 7,2

C.H. ARICOTA II G1 9,5 10,6 10,7 3,0 11,1 10,4 10,8 10,6 10,2 10,2 10,4

Total 25,5 29,2 29,6 3,0 29,5 29,4 30,1 28,8 28,3 28,2 27,7 14,3

ELECTROPERÚ C.H. MANTARO G1 101,5 81,4 96,6 79,7 80,6 103,3 102,9 100,7 99,8 99,8 101,5

G2 101,7 82,2 97,2 95,2 102,0 102,2 102,8 100,7 109,6 100,3 99,9 99,8

G3 96,1 102,4 104,2 102,3 104,1 100,4 106,8 102,3 99,0 101,1

G4 102,3 95,9 102,0 102,6 103,2 103,8 101,5 106,0 100,9 99,6 101,2

G5 102,5 80,4 96,9 82,9 83,1 83,2 82,1 82,7 101,5 81,0 80,3 81,6

G6 102,6 80,2 96,0 89,4 82,2 80,0 80,8 82,7 100,5 80,9 81,0 82,0

G7 102,8 82,0 83,1 83,1 82,1 82,5 81,1 100,7 80,0 81,4 81,8

C.H. RESTITUCION G1 65,1 38,9 58,4 70,5 68,2 70,8 70,3 68,8 65,5 67,4 70,3 69,7

G2 68,0 44,4 70,8 70,7 70,5 71,6 71,6 68,9 70,2 67,3 70,0

G3 68,2 47,0 59,6 72,4 72,4 71,8 72,4 71,5 69,8 71,4 68,3 70,6

Total 814,6 536,6 767,6 777,6 849,2 869,6 873,4 861,7 829,4 854,4 846,8 859,3

ENERSUR C.H. YUNCAN G1 42,4 40,1 42,8 42,6 26,0 19,1 28,2 44,8 18,1 44,1

G2 45,3 44,3 43,7 43,2 45,8 27,6 33,4 29,9 37,8 45,2 39,0 44,4

G3 45,2 44,6 44,1 43,5 45,5 27,8 33,3 32,9 38,0 45,2 38,7 43,9

Total 132,9 129,0 130,6 129,3 91,3 81,4 85,8 91,0 75,7 135,3 95,7 132,5

GEPSA C.H. LA JOYA G1 4,6

G2 3,1 3,1 3,0 3,2 3,3 3,2 3,7 3,4 4,6

Total 3,1 3,1 3,0 3,2 3,3 3,2 3,7 3,4 9,3

MAJA ENERGÍA C.H. RONCADOR G1 1,9 0,9 1,1 1,0 1,2 1,2 1,0 1,4 1,3 1,9

G2 1,3 1,8 1,4 1,9 1,2 1,1 1,6 1,6 1,4 1,5

Total 1,9 2,2 2,9 2,5 1,9 2,5 2,2 2,6 1,6 1,4 2,7 3,4

SAN GABÁN C.H. SAN GABAN II G1 54,8 52,9 55,4 50,9 54,6 53,2 51,6 49,0 53,2 51,4 53,4 52,6

G2 54,0 52,9 53,6 55,0 54,8 53,1 51,4 49,1 54,9 51,4 54,1 54,9

Total 108,8 105,8 109,0 105,9 109,4 106,3 103,0 98,1 108,0 102,8 107,5 107,5

SANTA CRUZ C.H. SANTA CRUZ I G1-G2 3,8 3,3 6,2 4,7 2,5 1,7 1,5 1,2 0,8 1,6 2,8 6,5

C.H. SANTA CRUZ II G1-G2 4,6 4,0 7,4 5,5 3,0 2,2 1,5 1,6 1,0 1,9 3,2 7,4

Total 8,5 7,3 13,6 10,2 5,5 3,9 3,0 2,8 1,7 3,5 6,1 13,8

SANTA ROSA C.H. PURMACANA G1 0,6 1,0 0,8 0,4 0,8 0,2 0,3

Total 0,6 1,0 0,8 0,4 0,8 0,2 0,3

SINERSA C.H. POECHOS II G1-G2 3,2 8,0 7,1 9,9 10,0 7,3 8,8 5,6 5,4 5,5 5,3

Total 3,2 8,0 7,1 9,9 10,0 7,3 8,8 5,6 5,4 5,5 5,3

SN POWER C.H. CAHUA G1 21,2 21,2 20,6 19,4 21,5 17,6 11,8 12,7 12,2 21,4 19,5 21,1

G2 21,8 21,6 20,7 19,5 21,6 18,2 11,7 12,8 10,2 0,0 19,0 0,0

C.H. GALLITO CIEGO G1 10,9 10,7 10,5 15,4 13,1 18,9 0,0 14,9 0,0 0,0 0,0 0,0

G2 11,5 10,2 10,1 0,0 0,0 0,0 17,2 0,0 0,0 0,0 15,2 14,9

C.H. HUAYLLACHO G1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0

C.H. MALPASO G1 12,0 12,1 12,2 11,2 12,1 0,0 0,0 12,0 0,0 10,8 0,0 9,4

G2 12,4 12,4 11,9 11,2 12,1 2,8 2,0 11,9 9,2 10,8 12,5 0,0

G3 9,5 10,9 10,9 10,2 10,9 2,9 1,8 10,5 9,0 10,1 11,5 9,6

G4 11,0 11,7 11,8 11,2 11,5 0,0 0,0 11,6 0,0 10,8 12,3 0,0

C.H. MISAPUQUIO G1-2 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,6 3,4 3,2 2,9 3,0 3,2 2,0

C.H. OROYA G1 2,9 0,0 2,5 2,9 0,0 2,7 2,9 3,0 3,0 3,0 1,8 2,5

G2 2,9 2,0 2,6 2,9 0,0 2,6 3,0 3,0 3,0 3,0 2,2 2,5

G3 3,0 1,6 2,6 2,9 0,0 2,6 3,0 3,0 2,9 3,0 2,2 2,7

C.H. PACHACHACA G1 0,0 3,0 3,1 3,0 2,2 1,9 3,0 3,0 2,3 3,0 0,5 0,0

G2 0,0 3,1 0,0 3,0 2,3 1,8 3,0 3,0 2,3 3,0 0,5 0,0

G3 3,0 3,0 3,0 3,1 3,1 0,5 0,5 0,8 0,9 1,0 1,4 2,0

C.H. PARIAC CH2-CH3-CH4 4,4 4,3 4,8 4,4 3,9 2,1 4,4 4,8 2,4 1,4 2,4 4,7

C.H. SAN ANTONIO G1 0,0 0,6 0,6 0,5 0,4 0,5 0,6 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0

C.H. SAN IGNACIO G1 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0

C.H. YAUPI G1 20,1 21,4 21,7 21,8 21,4 22,0 20,3 18,7 0,0 22,1 21,6 21,6

G2 20,8 22,0 22,0 21,5 21,8 22,2 20,7 19,1 21,7 22,8 21,3 22,4

G3 20,8 21,9 21,7 21,2 21,8 22,3 20,6 19,2 21,8 22,6 21,3 22,2

G4 20,6 22,0 21,8 21,2 21,9 22,3 20,7 20,4 21,6 22,7 21,2 22,1

G5 20,3 21,7 21,8 21,7 21,8 22,2 20,5 19,9 21,7 22,0 21,2 22,2

Total 232,9 241,5 241,1 232,6 227,6 190,3 171,4 208,6 147,2 196,5 211,0 181,9

TOTAL 2 711,1 2 504,0 2 785,5 2 735,6 2 775,7 2 438,3 2 375,2 2 404,0 2 452,8 2 473,2 2 684,4 2 748,6

CUADRO N° 5.17 A


Fuente: Presa Tablachaca / Empresa: ElectroperúFuente: Centro Control / Empresa: Coes Sinac


CUADRO N° 5.17 B


TÉRMICAS


AIPSAA C.T. PARAMONGA TV1 12,1 10,3 9,8 13,1 13,6 14,0 10,0 12,2 12,8 0,0 8,4 13,2

Total 12,1 10,3 9,8 13,1 13,6 14,0 10,0 12,2 12,8 0,0 8,4 13,2

EDEGEL C.T. SANTA ROSA TG8 184,6 183,4 186,5 165,7 0,0 189,7 191,4 0,0 194,8 192,1 188,6 188,4

UTI-5 0,0 47,6 0,0 0,0 46,8 0,0 0,0 51,4 0,0 31,4 0,0 0,0

UTI-6 0,0 0,0 44,5 0,0 0,0 0,0 0,0 50,9 29,6 31,4 0,0 0,0

WTG-7 0,0 64,9 118,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.T. VENTANILLA TG3 144,9 150,4 148,3 148,0 147,5 147,1 151,8 151,8 152,9 91,1 149,9 148,6

TG4 142,8 143,8 0,0 146,9 145,9 145,5 149,3 148,9 148,9 146,8 144,3 145,8

TV7 173,6 0,0 84,4 177,9 177,7 177,9 179,8 180,3 180,7 84,6 178,1 177,9

Total 645,9 590,0 582,0 638,4 517,9 660,1 672,4 583,4 707,0 577,5 660,9 660,7

EEPSA C.T. MALACAS TG-1 12,9 13,0 12,6 0,0 13,2 13,2 13,0 13,2 0,0 0,0 0,0 0,0

TG-2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG-4 87,8 88,5 97,5 87,7 96,9 96,8 90,3 100,5 100,4 99,2 89,5 89,2

Total 100,6 101,5 110,1 87,7 110,1 110,0 103,2 113,6 100,4 99,2 89,5 89,2

EGASA C.T. CHILINA C. COMBINADO 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SULZER1 0,0 0,0 0,0 4,8 5,0 4,9 4,6 0,0 4,8 4,8 0,0 4,9

SULZER2 0,0 4,9 4,5 4,9 0,0 4,9 4,5 0,0 4,9 4,7 0,0 4,8

TV1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.T. MOLLENDO MIRLESS 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MIRLESS 2 0,0 9,0 8,8 8,7 8,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MIRLESS 3 0,0 9,0 0,0 8,8 8,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.T. PISCO TG-1 35,2 35,6 24,6 35,6 0,0 36,3 34,7 0,0 33,0 31,6 36,7 35,2

TG-2 34,6 35,3 34,7 35,0 0,0 35,7 34,2 0,0 32,0 32,5 36,7 35,7

Total 69,9 93,6 72,7 97,7 22,8 81,8 78,0 0,0 74,7 73,6 73,4 80,7

EGENOR C.T. CHICLAYO OESTE GMT-1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

GMT-2 1,7 3,1 0,0 0,0 0,0 2,8 2,7 0,0 3,2 0,0 3,3 0,0

SULZER-1 3,0 3,4 3,5 3,6 0,0 4,0 3,6 3,5 3,0 0,0 0,0 0,0

SULZER-2 0,0 0,0 0,0 0,0 3,1 0,0 2,9 3,2 0,0 0,0 3,2 3,2

C.T. CHIMBOTE TG-1- TG-2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG-3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.T. LAS FLORES TG-1 0,0 130,0 0,0 0,0 0,0 192,2 197,8 198,2 199,3 197,1 193,7 0,0

C.T. PIURA GMT-1 2,9 2,8 2,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,1 3,1 3,0

GMT-2 0,0 0,0 0,0 0,0 2,8 2,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MIRLEES-1 0,0 0,7 1,3 1,2 0,6 1,8 1,9 0,8 0,7 0,6 0,0 0,8

TG 0,0 0,0 0,0 16,8 17,4 17,8 0,0 18,3 18,7 18,8 18,6 19,4

Total 7,6 140,0 7,6 21,6 23,9 221,4 208,8 223,8 224,8 219,6 222,0 26,4

EGESUR C.T. INDEPENDENCIA WARTSILA 1 5,7 0,0 0,0 5,7 0,0 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,6

WARTSILA 2 0,0 0,0 0,0 5,8 0,0 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,6

WARTSILA 3 5,7 0,0 5,7 5,7 0,0 5,7 5,7 5,7 5,7 5,3 5,7 5,6

WARTSILA 4 5,7 0,0 5,7 5,7 0,0 5,7 5,7 5,7 5,6 5,7 5,7 5,6

Total 17,2 0,0 11,4 22,9 0,0 22,8 22,7 22,8 22,6 22,4 22,8 22,4

ELECTROPERÚ C.T. EMERG TRUJILLO 40 unidades MTU 60,8 60,5 60,9 60,5 60,8 60,6 61,3 0,0 60,7 60,3 30,4 59,9

C.T. TUMBES MAK1 6,9 6,7 0,0 0,0 6,9 6,4 6,7 7,2 7,4 0,0 0,0 0,0

MAK2 5,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total 73,6 67,2 60,9 60,5 67,7 67,0 68,0 7,2 68,1 60,3 30,4 59,9

ENERSUR C.T. CHILCA TG1 168,6 166,2 168,0 0,0 0,0 170,2 171,0 170,8 170,9 0,0 171,1 170,0

TG2 168,1 165,3 166,7 169,6 167,7 168,7 169,1 169,3 0,0 170,5 168,0 167,1

TG3 0,0 114,6 186,8 189,8 187,9 0,0 0,0 169,5 169,5 172,0 169,6 169,6

C.T. ILO1 CATKATO 0,0 0,0 0,0 3,0 0,0 3,0 0,0 0,0 3,0 0,0 0,0 3,0

TG-1 0,0 0,0 0,0 20,5 35,2 36,2 0,0 0,0 0,0 20,5 0,0 20,5

TG-2 0,0 0,0 0,0 32,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 11,2 0,0 11,1

TV1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV3 32,4 39,9 24,9 42,0 40,9 42,0 42,7 24,6 42,7 0,0 0,0 0,0

TV4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.T. ILO2 TVC1 135,1 134,9 120,5 128,9 134,0 134,6 134,4 133,9 0,0 130,7 136,2 136,1

Total 504,2 620,8 667,0 586,2 565,7 554,7 517,2 668,2 386,2 504,9 644,9 677,4

KALLPA C.T. KALLPA TG1 0,0 0,0 172,0 173,2 172,7 172,8 175,8 175,9 176,5 173,7 0,0 0,0

TG2 185,2 179,2 0,0 188,4 187,4 187,1 181,6 187,2 193,4 188,4 186,5 185,9

TG3 188,8 181,4 183,7 0,0 191,6 190,7 192,6 192,0 200,0 194,1 190,0 190,0

Total 374,1 360,6 355,7 361,6 551,7 550,5 550,0 555,2 569,9 556,2 376,4 375,9

PETRAMAS C.TB. HUAYCOLORO G1-G2-G3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,4 2,4

Total 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,4 2,4

SAN GABÁN C.T. BELLAVISTA ALCO - MAN 1 0,0 0,0 0,0 1,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,2

C.T. TAPARACHI MAN 1, 3 , 4 - SK 01 0,0 0,0 0,0 3,4 0,0 2,9 0,0 0,0 2,9 0,0 0,0 2,5

Total 0,0 0,0 0,0 4,7 0,0 2,9 0,0 0,0 2,9 0,0 0,0 3,7

SDF ENERGÍA C.T. OQUENDO TG1 26,8 26,4 0,0 28,9 28,7 0,0 0,0 0,0 0,0 30,4 0,0 29,9

Total 26,8 26,4 0,0 28,9 28,7 0,0 0,0 0,0 0,0 30,4 0,0 29,9

SHOUGESA C.T. SAN NICOLÁS TG1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,0 1,2

TV-1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV-2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TV-3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 0,0 1,2

TERMOSELVA C.T. AGUAYTIA TG-1 43,5 86,2 52,0 85,1 40,6 40,6 85,3 86,1 85,0 86,3 85,0 86,1

TG-2 0,0 69,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 84,3 84,0 0,0 83,7

Total 43,5 155,7 52,0 85,1 40,6 40,6 85,3 86,1 169,2 170,3 85,0 169,8

TOTAL 1 875,3 2 166,0 1 929,3 2 008,4 1 942,6 2 325,9 2 315,6 2 272,5 2 338,6 2 314,7 2 216,1 2 212,6


0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

00:15 01:45 03:15 04:45 06:15 07:45 09:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45

Potencia (MW)

HIDRO TV - BZ AIPSAA M. DIESEL- BG PETRAMÁS TG-GN SDF

TG - GN ENERSUR TG - GN KALLPA TG - GN EGESUR TG - GN EGASA

CCOMB - GN EDEGEL TG - GN EDEGEL TG - GN TERMOSELVA TV - CA

TG - GN EEPSA M. DIESEL - R6 TG - R6 M. DIESEL - D2

TG - D2

4 961 MW

20:15 Hrs

GRÁFICO N° 5.9DESPACHO POR TIPO DE COMBUSTIBLE Y TECNOLOGÍA EN EL

DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL AÑO 2011 (14 DE DICIEMBRE DE 2011)

RECURSO

ENERGÉTICO

TIPO DE TECNOLOGÍA

HÍDRICO HIDROELÉCTRICAS 2 694,7 54,3%

Máxima Demanda (MW)Participación por Tipo de

Combustible (%)Fecha: 14-12-2011

Hora: 20:15

CUADRO N° 5.18PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN POR INSUMO Y TECNOLOGÍA

EN EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA - 14 DE DICIEMBRE 2011

GAS NATURAL CAMISEA TG - GN SDF ENERGÍA 29,9 0,6%

TG - GN ENERSUR 506,6 10,2%

TG - GN KALLPA 375,9 7,6%

TG - GN EGESUR 22,4 0,5%

TG - GN EGASA 70,9 1,4%

CCOMB - GN EDEGEL 472,3 9,5%

TG - GN EDEGEL 188,4 3,8%

Total Camisea 1 666,4 33,6%

AGUAYTÍA TG - GN TERMOSELVA 169,8 3,4%

MALACAS TG - GN EEPSA 89,2 1,8%

SubTotal 1 925,4 38,8%

CARBÓN TV - ENERSUR 136,1 2,7%

SubTotal 136,1 2,7%

DIESEL 2 MOTORES DIESEL 67,4 1,4%

TG 32,8 0,7%

SubTotal 100,2 2,0%

RESIDUAL 6 M. DIESEL 16,0 0,3%

TG 19,4 0,4%

SubTotal 35,4 0,7%

HÍDRICO (RER) HIDROELÉCTRICAS < 20 MW 53,9 1,1%

BAGAZO (RER) TV - AIPSAA 13,2 0,3%

BIOGÁS (RER) M. DIESEL - PETRAMÁS 2,4 0,0%

SubTotal 69,4 1,4%

TOTAL MÁXIMA DEMANDA ANUAL (20:15 h del 14.12.2011) 4 961,2 100,0%

Tipo de Tecnología:

CCOMB: Ciclo Combinado TV: Turbovapor TG: Turbogas M. DIESEL: Motor Diesel

Tipo de Combustible:BZ: BagazoBG: BiogásGN: Gas NaturalCA: CarbónR6: Residual 6D2: Diesel 2

Nota:

RER: Recursos cursos Energéticos Renovables. Denominación extraída del Decreto Legislativo N° 1002


Bellavista 30,0% 1,7% 0,2% 0,3% 0,4% 1,3% 3,1% 2,4% 1,1% 0,9% 0,5% 0,4% 135,4 3,5 -16,4% -12,8% 1,4%

Calana 44,6% 19,8% 15,5% 27,5% 48,0% 38,6% 4,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0 0,0 -100,0% -100,0%

Chilca 6,0% 83,4% 53,5% 51,8% 60,3% 2830 541,5 535,9 16,5%

Chilina 82,0% 16,3% 1,9% 2,3% 4,9% 12,4% 6,7% 6,9% 8,0% 6,9% 11,0% 5,2% 19 258,5 42,3 -52,9% -10,8% 0,7%

Chimbote 0,4% 0,3% 0,0% 0,2% 0,0% 0,1% 0,6% 0,2% 2,1% 12,9% 3,2% 4,8% 6,9% 12 163,0 20,2 44,1% 83,7% 55,5%

GD Chiclayo Oeste 6,4% 2,6% 2,4% 0,8% 3,1% 4,2% 24,6% 9,4% 12,0% 20,0% 18,4% 13,8% 11,6% 19 814,7 19,6 -16,5% 17,2% 10,7%

GD Paita 2,2% 0,7% 0,6% 0,7% 0,8% 1,1% 6,8% 4,2% 5,3% 19,1% 6,2% 0,0% 0,0% 0,0 0,0 -100,0% -100,0%

Piura 6,7% 3,4% 3,1% 1,4% 3,6% 6,3% 26,8% 13,0% 17,0% 10,5% 16,8% 16,7% 12,0% 11 288,7 10,8 -28,3% 14,7% 6,6%

GD Sullana 2,4% 0,8% 1,2% 0,9% 2,4% 2,4% 14,9% 5,1% 7,1% 21,9% 10,6% 0,0% 0,0% 0,0 0,0 -100,0% -100,0%

Ilo Catkato 39,0% 7,3% 0,9% 0,2% 0,5% 2,6% 5,2% 3,0% 22,6% 20,8% 11,7% 4,4% 1 272,4 3,3 -62,2% -4,9% 23,3%

Ilo TG 8,4% 1,8% 0,1% 0,0% 0,4% 0,4% 1,4% 12,0% 7,1% 6,4% 2,3% 12 961,3 65,7 -64,8% -12,3% 52,6%

Ilo1 53,0% 25,6% 29,9% 38,3% 48,5% 33,8% 32,7% 41,4% 33,5% 33,9% 15,7% 208 400,5 151,9 -53,8% -11,5% -8,6%

Ilo2 TV1 56,8% 46,6% 68,3% 69,5% 80,4% 67,2% 70,9% 73,2% 0,5% 85,8% 59,4% 732 360,5 140,6 -30,8% 0,5% -1,6%

Kallpa 63,8% 38,4% 64,8% 78,9% 3993 652,9 577,8 21,8%

Malacas 35,9% 49,2% 33,0% 23,6% 21,0% 31,7% 44,5% 41,4% 46,5% 59,8% 49,8% 58,8% 61,4% 703 631,8 130,9 4,4% 6,4% 6,8%

Mollendo Mirrlees 33,8% 4,0% 3,5% 12,8% 43,6% 28,4% 21,0% 28,2% 15,3% 22,8% 4,0% 10 325,5 29,8 -82,6% -19,3% -11,1%

Mollendo TG1, TG2 0,5% 0,1% 0,1% 0,2% 0,2% 0,3% 1,4% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0 0,0 -100,0% -100,0%

San Nicolás 20,8% 0,5% 0,2% 2,0% 4,8% 8,9% 11,4% 18,7% 18,4% 40,0% 23,6% 7,0% 3,9% 21 659,8 63,0 -43,8% 34,4% -7,9%

Taparachi 25,0% 2,2% 0,4% 1,2% 5,7% 1,1% 4,9% 4,6% 5,2% 4,8% 3,3% 1,8% 699,2 4,3 -44,4% -1,8% -10,6%

TG Aguaytía 54,6% 22,6% 19,0% 32,6% 54,3% 61,0% 78,1% 89,2% 75,8% 79,1% 67,5% 49,8% 31,8% 488 662,7 175,4 -36,1% 5,3% -6,3%

TG Piura 1,6% 0,1% 0,0% 0,1% 0,0% 0,0% 0,2% 8,3% 13,3% 26,5% 5,6% 7,3% 24,6% 36 837,0 17,1 235,7% 101,9%

TG Trujillo 1,0% 0,3% 0,1% 0,2% 0,1% 0,1% 0,5% 0,1% 3,0% 1,7% 0,5% 0,0% 0,0% 0,0 0,0 -100,0% -100,0%

TG Santa Rosa UTI 2,1% 2,3% 1,1% 0,6% 0,4% 0,5% 3,0% 0,8% 22,0% 27,6% 17,0% 6,0% 12,3% 113 523,2 105,1 104,3% 26,9% 36,7%

TG Ventanilla GN CC (2) 6,6% 0,7% 0,1% 0,3% 0,3% 0,2% 35,6% 0,2% 55,7% 80,8% 75,4% 74,5% 79,6% 3435 872,9 492,7 6,9% 103,6% 81,3%

TG Santa Rosa WTG - Gas 0,4% 2,6% 1,0% 0,9% 0,5% 1,1% 21,1% 38,8% 49,5% 23,9% 20,7% 8,0% 8,8% 95 175,5 123,9 10,1% 24,6% 23,2%

Tumbes MAK1, MAK2 16,6% 12,9% 17,5% 22,4% 31,9% 26,7% 34,5% 21,9% 45,5% 17,4% 24 864,8 16,3 -61,8% -0,1%

Yarinacocha 18,2% 34,2% 22,1% 22,5% 23,4% 5,2% 4,8% 0,0% 0,0 0,0 -100,0% -100,0%

Oquendo 72,8% 79,1% 52,3% 134 675,7 29,4 -33,9%

Santa Rosa TG8 2,5% 43,6% 55,5% 971 634,5 199,8 27,2%

Emergencia Trujillo 15,3% 22,2% 27,9% 151 774,1 62,1 25,5%

Independencia 10,5% 48,4% 97 352,4 23,0 361,3%

Pisco 4,3% 49,9% 301 063,7 68,9 1063,4%

Paramonga 44,2% 48,1% 84 307,7 20,0 8,8%

Dolorespata 0,2% 0,0% 0,0 0,0 -100,0%

Las Flores 0,8% 17,1% 296 400,0 198,4 2165,6%

Huaycoloro 10,7% 3 004,6 3,2

TERMOELÉCTRICAS

Nota: La potencia efectiva de las unidades consideradas para la C.T. Malacas es la correspondiente a la operación con Gas Natural y Gas con inyección de agua(1) La potencia efectiva considerada para el Complejo Arcata corresponde a las potencias efectivas de las centrales hidroeléctricas C.H. Huayllacho, C.H. Misapuquio, C.H. San Antonio y C.H. San Ignacio (2) La potencia efectiva considerada para la C.T. Ventanilla es la correspondiente a la operación como Ciclo Combinado TG3+TG4+TV, operando con gas natural.

CUADRO N° 5.19

FACTORES DE PLANTA ANUAL DE LAS CENTRALES DEL COES - 2011

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Arcata (1) 62,8% 62,4% 50,3% 60,4% 74,9% 71,1% 73,3% 68,1% 75,6% 33 456,1 5,1 11,0% 1,9%

Aricota 29,0% 35,7% 48,9% 33,1% 38,2% 31,5% 35,7% 12,4% 30,1% 35,5% 33,4% 32,8% 31,6% 96 473,7 34,9 -3,7% -4,3% 0,0%

Cahua 55,5% 73,2% 55,8% 72,0% 74,0% 73,8% 75,8% 75,2% 77,0% 75,4% 74,3% 80,5% 76,3% 288 310,0 43,1 -5,2% 3,2% 0,3%

Callahuanca 85,8% 91,4% 91,7% 90,3% 91,6% 83,3% 83,1% 83,6% 87,2% 84,6% 88,3% 86,0% 88,2% 621 801,5 80,4 2,6% -0,4% 0,6%

Cañon del Pato 67,6% 50,5% 49,2% 62,5% 62,2% 62,7% 66,7% 64,2% 64,4% 64,0% 62,7% 64,1% 59,5% 1374 197,1 263,5 -7,2% 1,9% -0,5%

Carhuaquero 71,0% 59,2% 71,3% 72,9% 69,7% 71,2% 57,4% 64,7% 68,9% 78,7% 70,8% 56,2% 55,5% 462 549,6 95,1 -1,1% -2,5% -2,5%

Carhuaquero IV 76,7% 87,7% 76 663,0 10,0 14,4%

Charcani 62,4% 73,0% 55,6% 57,2% 57,7% 44,4% 66,0% 61,6% 52,3% 43,8% 50,7% 64,8% 997 933,5 175,8 27,9% -1,2% 1,2%

Chimay 32,1% 54,8% 57,0% 62,5% 71,0% 60,5% 67,6% 64,2% 63,4% 67,8% 60,5% 68,2% 901 754,4 150,9 12,7% 2,2% -0,4%

Gallito Ciego 53,6% 57,5% 61,6% 50,3% 40,9% 19,2% 39,6% 45,6% 52,8% 59,5% 57,9% 48,8% 35,0% 116 829,5 38,1 -28,3% -5,5% 6,2%

Huampani 83,9% 90,6% 90,0% 89,9% 92,5% 80,8% 88,6% 86,0% 90,0% 86,2% 89,7% 86,9% 89,0% 235 224,7 30,2 2,4% -0,1% 1,0%

Huanchor 55,2% 84,1% 75,9% 82,4% 77,3% 68,7% 79,6% 86,0% 85,4% 89,3% 153 510,4 19,6 4,5% 1,6%

Huinco 43,0% 50,6% 54,0% 49,9% 54,1% 39,8% 46,9% 45,8% 52,7% 48,1% 55,5% 55,9% 56,4% 1223 094,9 247,3 1,1% 0,4% 3,6%

Machupicchu 62,0% 85,9% 94,9% 95,6% 99,6% 98,5% 99,8% 97,3% 97,4% 92,8% 95,5% 743 091,8 88,8 2,9% 4,4% 0,0%

Malpaso 48,0% 58,8% 57,6% 52,0% 61,9% 31,9% 42,2% 49,8% 62,4% 39,7% 55,9% 58,0% 58,1% 244 345,1 48,0 0,1% 0,1% 6,2%

Mantaro 92,3% 93,8% 94,0% 93,5% 96,7% 89,7% 89,8% 97,1% 95,1% 88,6% 91,4% 91,2% 91,1% 5353 078,7 670,7 -0,1% -0,3% 0,2%

Matucana 71,6% 79,0% 76,2% 73,7% 75,9% 66,4% 72,8% 74,7% 76,6% 69,4% 79,4% 75,8% 79,3% 893 030,5 128,6 4,5% 0,4% 1,8%

Moyopampa 92,7% 95,7% 93,3% 94,0% 95,2% 91,4% 94,1% 92,0% 93,8% 96,6% 96,0% 96,2% 95,8% 554 895,9 66,1 -0,4% 0,3% 0,5%

Oroya-Pachachaca 61,6% 71,9% 69,5% 57,8% 56,4% 52,7% 69,6% 69,8% 72,4% 53,8% 68,2% 69,8% 73,0% 122 365,9 19,1 4,6% 0,5% 3,3%

Pariac 59,2% 68,8% 63,1% 66,0% 77,8% 63,6% 67,6% 67,9% 71,6% 66,7% 68,3% 29 632,5 5,0 2,5% 1,4% 0,4%

Restitución 90,7% 90,8% 92,5% 90,7% 94,7% 87,4% 87,2% 93,1% 89,8% 85,0% 89,0% 89,9% 90,6% 1709 137,8 215,4 0,8% -0,2% 0,4%

San Gaban 44,0% 57,5% 74,3% 78,2% 74,0% 79,7% 76,2% 77,7% 77,3% 74,6% 74,1% 59,7% 75,1% 744 219,5 113,1 25,9% 0,1% -0,6%

Yanango 50,0% 57,5% 64,1% 54,2% 55,1% 47,6% 57,2% 55,4% 54,2% 59,9% 59,7% 69,6% 259 852,4 42,6 16,6% 1,9% 2,4%

Yaupi 85,1% 84,2% 88,2% 92,2% 86,0% 89,7% 81,9% 85,1% 61,4% 82,5% 81,3% 66,2% 86,1% 850 204,9 112,7 30,1% -0,2% -0,4%

Yuncan 60,6% 70,0% 65,5% 65,3% 68,6% 57,8% 74,3% 889 915,6 136,8 28,5%

Caña Brava 67,2% 58,1% 55,6% 27 823,7 5,7 -4,3%

Santa Cruz 41,2% 44,3% 48,2% 60 750,1 14,4 8,9%

La Joya 22,7% 21,4% 32,2% 27 084,8 9,6 50,3%

Roncador 25,1% 63,8% 19 461,7 3,5 154,5%

Poechos 2 32,3% 62,4% 54 659,5 10,0 93,2%

Platanal 37,8% 64,3% 1224 113,6 217,4 69,9%

Purmacana 23,5% 3 683,5 1,8

Pías 19,9% 10 970,6 6,3

VARIACIÓN 2011 / 2010Energía MWh Potencia

Efectiva MW

Potencia Efectiva MW 2011CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

Crec. Medio Anual 2011/2001

Crec. Medio Anual

2011/2004

El factor de planta mide el grado de utilización de la capacidad efectiva de una central eléctrica. En el Cuadro N° 5.19 se presenta los factores de planta anual calculados para las centrales del SEIN correspondiente al año 2011. Asimismo, en el Gráfi co N° 5.10 se muestra el factor de planta anual del año 2011 y la evolución de los factores de planta para el período 1999 a 2011 se puede apreciar una alta utilización de las centrales Hidráulicas y centrales que consumen gas natural. Asimismo se ha incluido la variación comparativa de los factores de planta del año 2011 respecto al 2010 y sus crecimientos medios anuales para la última década y desde que se inició la utilización del Gas Natural de Camisea para la generación de energía eléctrica en el país.

Factor de planta de las centrales del SEIN


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Moy

opam

pa

Mac

hupi

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Man

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Res

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(2)

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San

Nic

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Ilo T

G

Tapa

rach

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lavi

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Centrales TermoeléctricasCentrales Hidroeléctricas

GRÁFICO N° 5.10FACTOR DE PLANTA ANUAL DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS DEL COES

2011

Fuente: Desarenador - Celepsa

06 PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA YCONSUMO DE COMBUSTIBLE DEL COES

06PR

ODU

CCIÓ

N T

ERM

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ÉCTR

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Y CO

NSU

MO

DE

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BUST

IBLE

DEL

CO

ES

Cabeza Clava del Templo de Chavín de HuantarAncash

Crédito: Alex Bryce / PromPerú

Central Hidroeléctrica Cañón del PatoUbicación: Ancash / Huaylas / Huallanca



CUADRO N° 6.1PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA, CONSUMO DE COMBUSTIBLE Y RENDIMIENTO MEDIO AÑO 2011

CONSUMOMiles de galones

PARTICIPACIÓN%

RENDIMIENTOkWh/gl

PARTICIPACIÓN%

TIPO DECOMBUSTIBLE EMPRESAS

ENERGÍA(GW.h)

LÍQUIDOS ENERSUR 222,6 41,66 13 229,1 34,80 16,83

ELECTROPERU 176,6 33,05 12 406,5 32,63 14,24

EGENOR 80,1 14,99 8 053,1 21,18 9,95

SHOUGESA 21,7 4,05 2 070,6 5,45 10,46

EGASA 29,6 5,54 1 956,7 5,15 15,12

EDEGEL 3,0 0,56 229,4 0,60 13,07

SAN GABAN 0,8 0,16 74,0 0,19 11,28

TOTAL 534,5 100,00 38 019,4 100,00

CONSUMOMiles de

Toneladas

PARTICIPACIÓN%

RENDIMIENTOkWh/gl

PARTICIPACIÓN%


ENERGÍA(GW.h)

CARBÓN ENERSUR 732,4 100,00 289,1 100,00 2,53

TOTAL 732,4 100,00 289,1 100,00

CONSUMOMiles de

Toneladas

PARTICIPACIÓN%

RENDIMIENTOkWh/gl

PARTICIPACIÓN%


ENERGÍA(GW.h)

BAGAZO AIPSA 84,3 100,00 343,4 100,00 0,25

TOTAL 84,3 100,00 343,4 100,00

CONSUMOMillones de pies cúbicos

PARTICIPACIÓN%

RENDIMIENTOkWh/MPC

PARTICIPACIÓN%


ENERGÍA(GW.h)

GAS NATURAL KALLPA 3 993,7 29,67 38 647,7 31,14 103,33

EDEGEL 4 613,2 34,28 34 975,6 28,18 131,90

ENERSUR 2 830,5 21,03 27 238,6 21,95 103,92

EEPSA 703,6 5,23 8 071,9 6,50 87,17

TERMOSELVA 488,7 3,63 6 592,0 5,31 74,13

EGASA 301,1 2,24 3 532,8 2,85 85,22

EGENOR 296,4 2,20 2 883,6 2,32 102,79

SDF ENERGÍA 134,7 1,00 1 368,2 1,10 98,43

EGESUR 97,4 0,72 799,7 0,64 121,74

TOTAL 13 459,2 100,00 124 110,2 100,00

CONSUMOMiles de

Toneladas

PARTICIPACIÓN%

RENDIMIENTOkWh/gl

PARTICIPACIÓN%


ENERGÍA(GW.h)

BIOGÁS PETRAMAS 3,0 100,00 74,6 100,00 40,30

TOTAL 3,0 100,00 74,6 100,00

Nota: No se cuenta la energía producida por el caldero de recuperación de la C.T. Ilo1.

Los combustibles utilizados por las unidades termoeléctricas son combustibles líquidos tales como petróleo diesel 2, residual 6, petróleo industrial de alta viscosidad (PIAV)-R500, combustibles gaseosos como el gas natural y biogás y los combustibles sólidos como el carbón y bagazo. El Cua-dro N° 6.1 muestra la producción de energía térmica del COES para el año 2011 con la distribución siguiente: 534,5 GW.h de las unidades que usan combustibles líquidos, 13 459,2 GW.h de las unidades a gas natural y 3,0 GW.h generados por las unidades que consumen biogás y de los

combustibles sólidos 84,3 GW.h de la unidad turbogas que genera con bagazo y 732,4 GW.h de las unidades que usan carbón. Dichos valores no tienen en cuenta la energía producida por el caldero de recuperación de la C.T. Ilo1.

El Gráfi co N°6.1 muestra que para el año 2011 el consumo de combustibles líquidos fue 38 019,4 Kgal, siendo ENERSUR con el 34,80% de mayor consumo. El Gráfi co N° 4.2 muestra la distribución del consumo de gas natural durante el año 2011 que fue 124 100,2 MPC, de los cuales el 31,14% corresponde a KALLPA, 28,18% corresponde a EDEGEL, el 21,95% corresponde a ENERSUR, el 6,50% corresponde a EEPSA, el 5,31% corresponde a TERMOSELVA y en menor consumo EGASA, EGENOR, SDF ENERGÍA, EGESUR que representaron 6,91%.

El Cuadro N° 6.4 muestra la evolución anual del consumo de combustibles líquidos para el período 1991- 2011. El Cuadro N° 6.5 muestra el consumo de carbón a partir del 2000 y bagazo desde el año 2010.

En el Cuadro N° 6.6 se presenta la evolución del consumo del gas natural a partir del periodo 1997 – 2011 y de biogás desde el año 2011. En el Gráfi co N° 6.5 se muestra la evolución del uso del gas natural y el comportamiento de sus incrementos anuales desde el año 2004, año en se produjo la operación comercial de la primera central térmica que utilizó el gas natural de Camisea (Ciclo Simple C.T. Ventanilla). En el Gráfi co N° 6.6 se observa el consumo acu-mulado anual de las empresas integrantes del COES que consumen gas natural desde el año 1997 – 2011.

En el Cuadro N° 6.7 se muestran los costos de combustibles (US$/Barril, US$/MMBTU y US$/ kg según sea el caso) de las diferentes centrales termo-eléctricas vigentes al último día de cada mes.

El Cuadro Nº 6.8 y el Gráfi co N° 6.7 presentan el costo variable de las centrales termoeléctricas del COES en valores nominales actualizados a diciembre de 2011. La efi ciencia térmica de conversión de las unidades termoeléctricas presentada en el Cuadro N° 6.7 provienen de las pruebas de Potencia Efectiva.

06 PRODUCCIÓN TERMOELÉCTRICA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLE DEL COES 59

KALLPA(31,14%)

EDEGEL(28,18%)

ENERSUR(21,95%)

EEPSA(6,50%)

TERMOSELVA(5,31%)

EGASA(2,85%)

EGENOR(2,32%)

SDF ENERGÍA(1,10%)EGESUR

(0,64%)

ENERSUR*(34,80%)

ELECTROPERU(32,63%)

EGENOR(21,18%)

SHOUGESA(5,45%)

EGASA(5,15%)EDEGEL

(0,60%)SAN GABAN

(0,19%)

CUADRO N° 6.2RENDIMIENTO PROMEDIO ANUAL - 2011

EMPRESAENERGÍA(GW.h)

COMBUSTIBLEgl (1) (2)

RENDIMIENTO kWh / gl (3) (4)

AIPSA 84,3

Paramonga 84,3 343 356,0 0,25

EDEGEL 4 616,2

TG Santa Rosa WTG - D2 1,7 164 727,4 10,46

TG Santa Rosa WTG - Gas 93,5 1 064 603,3 87,78

TV Ventanilla GN CC 3 435,9 23 041 184,4 149,12

Sta Rosa TG8 971,6 9 434 827,9 102,98

TG Santa Rosa UTI - D2 1,3 64 680,8 19,70

TG Santa Rosa UTI - Gas 112,2 1 434 999,4 78,22

EEPSA 703,6

Malacas TG1 49,7 845 313,5 58,83

Malacas TG2 0,0 0,0

Malacas TG4 653,9 7 226 605,0 90,49

EGASA 330,6

Chilina 19,3 1 325 161,0 14,53

Mollendo 10,3 631 583,0 16,35

Pisco TG1 139,3 1 623 206,7 85,82

Pisco TG2 161,8 1 909 635,3 84,71

EGENOR 376,5

GD Chiclayo Oeste 19,8 1 448 434,5 13,68

Piura 11,3 876 614,0 12,88

TG Chimbote 12,2 1 355 696,0 8,97

TG Piura 36,8 4 372 320,0 8,43

Las Flores 296,4 2 883 583,7 102,79

EGESUR 97,4

Independencia 97,4 799 687,7 121,74

ELECTROPERÚ 176,6

Trujillo Norte 151,8 10 925 322,2 13,89

Tumbes MAK1, MAK2 24,9 1 481 203,0 16,79

ENERSUR 3 785,5

Chilca TG1 1 001,3 9 532 170,4 105,05

Chilca TG2 1 001,8 9 604 334,7 104,31

Chilca TG3 827,4 8 102 090,1 102,12

Ilo Catkato 1,3 82 275,6 15,46

Ilo TG 13,0 1 106 375,8 11,72

Ilo TVs 208,4 11 869 317,1 17,56

Ilo2 TV1 732,4 289 091,3 2,53

KALLPA GENERACIÓN 3 993,7

Kallpa TG1 1 096,1 10 688 747,8 102,55

Kallpa TG2 1 359,0 13 137 156,8 103,45

Kallpa TG3 1 538,5 14 821 828,8 103,80

PETRAMAS 3,0

Huaycoloro 3,0 74 552,2 40,30

SAN GABAN 0,8

Bellavista 0,1 11 131,0 12,16

Taparachi 0,7 62 858,3 11,12

SDF ENERGIA 134,7

Oquendo 134,7 1 368 186,2 98,43

SHOUGESA 21,7

Cummins 0,2 12 748,0 13,55

San Nicolás TVs 21,5 2 057 874,0 10,44

TERMOSELVA 488,7

TG1 Aguaytía 383,1 5 170 440,9 74,10

TG2 Aguaytía 105,5 1 421 574,6 74,24

GRÁFICO No 6.1CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

2011

GRÁFICO No 6.2

TOTAL LÍQUIDOS = 38 019,42 miles de galones

TOTAL GAS NATURAL = 124 100,18 millones de pies cúbicos


CUADRO N° 6.3CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS DEL COES 2011

(En galones)

EMPRESA CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC TOTAL

EDEGEL TOTAL D2 147 538,3 22 150,7 0,0 875,4 0,0 597,8 478,0 0,0 0,0 5 883,0 28 659,5 23 225,7 229 408,3

TOTAL GAS 2 544 571,8 2 689 215,3 2 846 470,3 2 675 242,7 2 448 139,9 3 222 306,3 2 663 183,2 3 052 192,9 3 506 285,7 3 416 375,9 3 098 064,7 2 813 566,2 34 975 615,0

TG Santa Rosa UTI D2 0,0 22 150,7 0,0 875,4 0,0 597,8 478,0 0,0 0,0 5 883,0 28 659,5 6 036,5 64 680,8

TG Santa Rosa UTI GAS (1) 96 166,9 117 524,8 110 469,8 68 495,7 146 713,0 6 523,9 62 595,1 260 296,6 243 780,3 193 946,2 61 729,2 66 757,8 1 434 999,4

TG Santa Rosa WTG D2 147 538,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 17 189,1 164 727,4

TG Santa Rosa WTG GAS (1) 270 137,0 167 150,2 170 860,9 24 937,8 23 248,2 51 165,0 0,0 269 470,8 7 934,0 49 834,4 22 340,1 7 524,8 1 064 603,3

TG Santa Rosa TG8 GAS (1) 223 376,2 963 120,6 821 428,4 681 061,6 179 737,9 1 104 827,8 640 625,5 620 764,9 1 169 028,4 1 118 215,3 1 024 314,0 888 327,4 9 434 827,9

TG VENTANILLA D2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG3 Ventanilla D2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG4 Ventanilla D2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG VENTANILLA GAS 1 954 891,7 1 441 419,6 1 743 711,2 1 900 747,6 2 098 440,8 2 059 789,6 1 959 962,6 1 901 660,7 2 085 542,9 2 054 380,0 1 989 681,5 1 850 956,3 23 041 184,4

TG3 Ventanilla GAS (1) 983 423,5 723 966,7 999 254,6 952 262,8 1 053 399,6 1 060 192,2 974 690,9 834 358,9 1 042 277,9 1 017 846,2 1 010 105,7 940 643,0 11 592 421,8

TG4 Ventanilla GAS (1) 971 468,2 717 452,9 744 456,6 948 484,8 1 045 041,2 999 597,3 985 271,7 1 067 301,8 1 043 265,0 1 036 533,8 979 575,8 910 313,3 11 448 762,6

EGENOR TOTAL D2+R6 1 053 866,0 239 776,8 372 640,9 300 776,3 580 625,0 814 091,0 268 492,6 2 117 335,0 924 325,0 541 829,0 421 951,0 417 356,0 8 053 064,

Total Diesel D2 638 530,0 69 689,0 147 049,9 223 868,0 570 361,0 809 209,0 268 492,6 2 117 335,0 924 325,0 541 829,0 421 951,0 411 971,0 7 144 610,4

Total Residual R6 415 336,0 170 087,8 225 591,0 76 908,3 10 264,0 4 882,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5 385,0 908 454,1

TOTAL GAS 23 805,6 67 146,1 3 600,2 7 499,2 12 859,3 206 381,5 233 752,5 438 008,3 655 990,7 399 457,9 499 062,2 336 020,1 2 883 583,7

C.T. PIURA 724 996,0 104 958,0 268 374,0 207 810,0 501 832,0 659 890,0 135 421,0 1 090 500,0 447 259,0 437 997,0 335 595,0 334 302,0 5 248 934,0

GD Diesel 103 388,0 90 839,0 107 091,0 29 275,0 31 146,0 107 540,0 53 028,0 104 384,0 70 855,0 92 147,0 46 859,0 40 062,0 876 614,0

Diesel D2 54 866,0 44 218,0 35 800,0 26 419,0 31 146,0 102 658,0 53 028,0 104 384,0 70 855,0 92 147,0 46 859,0 40 062,0 702 442,00

Residual R6 48 522,0 46 621,0 71 291,0 2 856,0 0,0 4 882,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 174 172,0

TG Piura 621 608,0 14 119,0 161 283,0 178 535,0 470 686,0 552 350,0 82 393,0 986 116,0 376 404,0 345 850,0 288 736,0 294 240,0 4 372 320,0

Diesel D2 335 804,0 11 350,0 98 660,0 178 535,0 470 686,0 552 350,0 82 393,0 986 116,0 376 404,0 345 850,0 288 736,0 288 855,0 4 015 739,0

Residual R6 285 804,0 2 769,0 62 623,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5 385,0 356 581,0

GD CHICLAYO OESTE 93 151,0 134 818,8 104 266,9 92 966,3 56 483,0 130 665,0 101 787,6 309 745,0 164 821,0 103 832,0 86 201,0 69 697,0 1 448 434,5

Diesel D2 12 141,0 14 121,0 12 589,9 18 914,0 46 219,0 130 665,0 101 787,6 309 745,0 164 821,0 103 832,0 86 201,0 69 697,0 1 070 733,4

Residual R6 81 010,0 120 697,8 91 677,0 74 052,3 10 264,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 377 701,1

TG CHIMBOTE D2 235 719,0 22 310,0 23 536,0 31 284,0 717 090,0 312 245,0 155,0 13 357,0 1 355 696,0

TG TRUJILLO D2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,000

TG FLORES TG1 (1) 23 805,6 67 146,1 3 600,2 7 499,2 12 859,3 206 381,5 233 752,5 438 008,3 655 990,7 399 457,9 499 062,2 336 020,1 2 883 583,691

TERMOSELVA TOTAL GAS 408 564,4 586 696,3 409 258,0 313 480,6 310 778,7 590 163,3 450 348,4 684 792,0 801 611,6 844 534,1 601 864,8 589 923,4 6 592 015,5

TG1 Aguaytía (1) 389 996,0 450 944,2 294 115,9 295 899,2 232 469,2 519 740,8 450 348,4 576 311,5 625 238,7 542 419,6 461 353,5 331 603,9 5 170 440,9

TG2 Aguaytía (1) 18 568,4 135 752,1 115 142,1 17 581,4 78 309,5 70 422,5 0,0 108 480,4 176 372,9 302 114,6 140 511,4 258 319,4 1 421 574,6

KALPA GENERACIÓN TOTAL GAS 2 931 428,9 2 239 819,5 2 531 436,0 2 684 877,8 3 600 250,9 3 674 877,9 3 897 886,8 3 854 715,5 3 566 209,4 3 877 437,1 3 278 598,4 2 510 195,2 38 647 733,4

TG1 Kallpa (1) 506 158,6 0,0 956 996,1 1 059 408,0 1 180 917,9 1 091 976,1 1 250 074,6 1 257 979,4 1 211 080,5 1 156 477,4 688 537,3 329 142,0 10 688 747,8

TG2 Kallpa (1) 1 176 287,9 1 107 381,6 319 842,4 643 863,9 1 313 799,1 1 266 348,0 1 302 725,9 1 336 482,9 1 081 153,4 1 346 090,3 1 282 925,6 960 255,7 13 137 156,8

TG3 Kallpa (1) 1 248 982,3 1 132 437,9 1 254 597,4 981 606,0 1 105 533,9 1 316 553,8 1 345 086,3 1 260 253,1 1 273 975,5 1 374 869,4 1 307 135,6 1 220 797,5 14 821 828,8

EEPSA TOTAL GAS 561 923,8 600 346,3 727 135,7 641 831,0 707 791,8 692 120,3 776 319,7 825 151,8 759 145,5 676 932,9 650 815,3 452 404,6 8 071 918,5

TGN4 Malacas Gas 481 962,7 517 583,2 635 112,8 566 809,4 607 644,4 582 916,9 672 517,7 710 501,6 671 403,6 676 932,9 650 815,3 452 404,6 7 226 605,0

TG1 Malacas Gas 79 961,0 82 763,0 92 022,9 75 021,6 100 147,4 109 203,4 103 802,0 114 650,2 87 742,0 0,0 0,0 0,0 845 313,5

TG2 Malacas Gas 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG3 Malacas Gas 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SHOUGESA TOTAL D2+R500 14 488,0 197 157,0 93 457,0 69 395,0 8 342,0 9 792,0 15 145,0 776 767,0 624 572,0 25 233,0 134 700,0 101 574,0 2 070 622,0

C.T. San Nicolás (R500) 14 028,0 196 644,0 93 282,0 69 216,0 8 316,0 6 468,0 14 658,0 775 740,0 624 414,0 24 066,0 133 224,0 97 818,0 2 057 874,0

GD Cummins (D2) 460,0 513,0 175,0 179,0 26,0 3 324,0 487,0 1 027,0 158,0 1 167,0 1 476,0 3 756,0 12 748,0

SDF ENERGIA TOTAL GAS 207 648,0 178 483,3 61 168,8 199 507,6 195 525,0 87 060,7 63 935,8 0,0 0,0 89 464,7 72 183,8 213 208,4 1 368 186,2

TG1 Oquendo (1) 207 648,0 178 483,3 61 168,8 199 507,6 195 525,0 87 060,7 63 935,8 0,0 0,0 89 464,7 72 183,8 213 208,4 1 368 186,2

AIPSA TOTAL BAGAZO 29 391,8 25 910,0 28 169,8 32 272,4 33 370,1 33 361,6 30 467,2 27 926,9 27 285,0 24 235,2 20 343,5 30 622,7 343 356,0

C.T. Paramonga Bagazo (Ton) 29 391,8 25 910,0 28 169,8 32 272,4 33 370,1 33 361,6 30 467,2 27 926,9 27 285,0 24 235,2 20 343,5 30 622,7 343 356,0

PETRAMAS TOTAL BIOGÁS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 25 819,7 48 732,5 74 552,2

C.T. Huaycoloro (Biogás) (3) 25 819,7 48 732,5 74 552,2

ELECTROPERÚ TOTAL D2 + R6 572 238,8 1 004 512,4 1 254 270,8 981 300,9 1 116 986,2 1 347 310,3 1 593 589,2 206 646,0 1 879 373,1 1 482 510,9 614 202,1 353 584,5 12 406 525,2

Tumbes D2 17 720,0 12 370,0 3 270,0 0,0 9 730,0 7 020,0 13 580,0 13 290,0 7 920,0 8 900,0 6 630,0 60,0 100 490,0

Tumbes R6 264 721,0 144 055,0 47 650,0 0,0 128 756,0 184 637,0 141 916,0 193 356,0 164 167,0 101 784,0 9 671,0 0,0 1 380 713,0

Emergencia Trujillo D2 289 797,8 848 087,4 1 203 350,8 981 300,9 978 500,2 1 155 653,3 1 438 093,2 0,0 1 707 286,1 1 371 826,9 597 901,1 353 524,5 10 925 322,2

SUB TOTAL 1 Total Diesel 1 094 046,1 952 810,1 1 353 845,6 1 206 223,3 1 558 617,2 1 975 804,1 1 721 130,8 2 131 652,0 2 639 689,1 1 929 605,9 1 056 617,5 792 537,1 18 412 578,9

Total Residual R6 680 057,0 314 142,8 273 241,0 76 908,3 139 020,0 189 519,0 141 916,0 193 356,0 164 167,0 101 784,0 9 671,0 5 385,0 2 289 167,1

Total R500 14 028,0 196 644,0 93 282,0 69 216,0 8 316,0 6 468,0 14 658,0 775 740,0 624 414,0 24 066,0 133 224,0 97 818,0 2 057 874,0

Total Gas Natural (1) 6 654 136,8 6 294 560,5 6 575 468,7 6 514 939,8 7 262 486,3 8 266 528,5 7 851 673,9 8 416 852,1 8 633 252,2 8 904 744,8 7 701 527,1 6 579 297,8 89 655 468,5

Total Bagazo (t) 29 391,76 25 910,00 28 169,81 32 272,38 33 370,08 33 361,55 30 467,23 27 926,90 27 284,96 24 235,15 20 343,47 30 622,68 343 355,97

Total Biogás (3) 25 819,72 48 732,53 74 552,25

(1) Gas natural, expresado en miles de pies cúbicos.(2) Vapor producido por los calderos de la CT Ilo1(3) Biogás, expresado en miles de pies cúbicos


CUADRO N° 6.3CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS DEL COES 2011

(En galones)

CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS DEL COES 2011

EMPRESA CENTRAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC TOTAL

EGASA TOTAL D2+R500 115 086,0 104 423,0 172 852,0 504 459,0 238 296,0 254 897,0 203 944,0 115 449,0 83 503,0 38 596,0 13 777,0 111 462,0 1 956 744,0

TOTAL GAS 104 130,2 115 850,5 110 079,3 95 165,6 72 348,1 290 438,7 435 582,1 498 058,1 523 153,1 472 918,4 430 658,7 384 459,2 3 532 842,1

C.T. Mollendo D2+R500 97 772,0 75 851,0 104 289,0 279 933,0 73 738,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 631 583,0

Mirless D2 14 691,0 9 403,0 11 250,0 15 235,0 11 669,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 62 248,0

Mirless R500 83 081,0 66 448,0 93 039,0 264 698,0 62 069,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 569 335,0

C.T. Chilina D2+R500 17 314,0 28 572,0 68 563,0 224 526,0 164 558,0 254 897,0 203 944,0 115 449,0 83 503,0 38 596,0 13 777,0 111 462,0 1 325 161,0

Sulzer D2 8 318,6 13 270,8 25 303,4 48 017,4 40 698,2 55 496,0 33 022,4 28 783,0 31 340,3 12 756,3 3 343,6 37 419,9 337 769,9

Sulzer R500 5 243,4 11 392,2 21792,6 120648,6 55522,8 196290 162723,6 73431 49286,7 23249,7 7880,4 66968,1 794 429,1

Vapor R500 0,0 0,0 0,0 29 295,0 33 927,0 0,0 3 076,0 5 803,0 2 156,0 1 853,0 2 097,0 2 307,0 80 514,0

Vapor D2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

C.Combinado D2 3 752,0 3 909,0 21 467,0 26 565,0 34 410,0 3 111,0 5 122,0 7 432,0 720,0 737,0 456,0 4 767,0 112 448,0

Pisco TG1 Gas (1) 40 404,2 41 803,0 38 922,1 32 694,3 21 747,5 134 607,3 205 689,9 244 298,7 259 413,8 220 187,7 190 804,1 192 634,1 1 623 206,7

Pisco TG2 Gas (1) 63 726,0 74 047,4 71 157,3 62 471,3 50 600,6 155 831,4 229 892,2 253 759,4 263 739,3 252 730,7 239 854,6 191 825,1 1 909 635,3

ENERSUR TOTAL D2+R500 1 400 895,7 1 231 431,5 1 668 501,6 2 452 044,9 1 063 174,2 1 650 693,9 1 321 069,9 1 253 072,5 672 681,0 168 905,2 115 635,8 230 962,2 13 229 068,5

TOTAL Vapor (klb) 241 111,5 192 643,9 245 945,4 297 167,1 200 332,8 240 943,9 202 834,8 195 846,9 134 354,8 11 244,7 5 579,6 295,1 1 968 300,5

TOTAL Carbón (t) 33 731,8 22 699,2 25 433,7 12 023,1 27 592,9 33 481,8 32 010,7 29 284,7 6 477,2 21 158,5 23 614,1 21 583,9 289 091,3

TOTAL GAS 1 047 664,0 2 127 416,9 1 747 081,2 1 445 053,5 1 787 855,5 2 146 828,9 2 899 459,9 3 214 403,1 2 530 410,7 2 508 771,7 2 709 585,4 3 074 064,6 27 238 595,2

C.T. Ilo 1 D2+R500 1 394 988,0 1 219 033,1 1 652 625,2 2 436 168,5 1 051 836,7 1 639 356,4 1 309 732,5 1 249 430,3 668 653,2 117 055,4 109 710,9 209 378,4 13 057 968,5

TVs - R500 1 363 278,0 1 077 300,0 1 570 967,8 2 227 638,0 951 677,9 1 496 711,8 1 259 453,9 1 153 362,0 640 500,0 50 569,3 71 258,9 6 138,3 11 868 855,8

TVs - D2 0,0 8,7 13,5 20,5 10,0 0,0 0,0 0,0 408,7 0,0 0,0 0,0 461,3

Catkato D2 1 111,3 6 207,4 3 229,9 12 245,8 4 614,4 12 214,1 6 516,4 4 686,8 2 794,7 3 887,3 3 183,7 21 583,9 82 275,6

Turbinas a Gas D2 30 598,7 135 517,0 78 414,0 196 264,2 95 534,4 130 430,5 43 762,2 91 381,5 24 949,9 62 598,9 35 268,3 181 656,2 1 106 375,8

C.T. Ilo 1 Vapor(klb) 241 111,5 192 643,9 245 945,4 297 167,1 200 332,8 240 943,9 202 834,8 195 846,9 134 354,8 11 244,7 5 579,6 295,1 1 968 300,5

C.T. Ilo 2 D2 5 907,7 12 398,4 15 876,4 15 876,4 11 337,5 11 337,5 11 337,5 3 642,2 4 027,8 51 849,8 5 924,9 21 583,9 171 100,0

C.T. Ilo 2 Carbón (t) 33 731,8 22 699,2 25 433,7 12 023,1 27 592,9 33 481,8 32 010,7 29 284,7 6 477,2 21 158,5 23 614,1 21 583,9 289 091,3

C.T. Chilca TG11 (1) 624 562,9 766 840,6 453 449,0 442 956,3 382 086,5 1 054 528,7 1 147 230,2 1 181 144,3 1 143 060,3 820 014,4 438 314,6 1 077 982,6 9 532 170,4

C.T. Chilca TG12 (1) 278 054,2 735 686,4 700 865,9 652 282,5 860 631,9 1 083 498,1 1 165 152,4 1 159 943,4 410 615,1 488 492,8 1 089 974,9 979 137,1 9 604 334,7

C.T. Chilca TG21 (1) 145 046,9 624 889,8 592 766,3 349 814,6 545 137,1 8 802,2 587 077,2 873 315,4 976 735,3 1 200 264,5 1 181 295,9 1 016 944,9 8 102 090,1

EGESUR TOTAL GAS 28 385,0 16 344,1 20 499,9 12 948,2 10 028,8 48 059,6 105 651,3 123 868,2 127 142,7 117 798,5 101 307,5 87 653,8 799 687,7

C.T. Independencia 28 385,0 16 344,1 20 499,9 12 948,2 10 028,8 48 059,6 105 651,3 123 868,2 127 142,7 117 798,5 101 307,5 87 653,8 799 687,7

SAN GABAN TOTAL D2 1 575,3 3 081,5 4 808,3 10 682,3 6 775,6 9 030,9 262,2 2 535,5 3 517,2 2 395,3 3 736,2 25 589,2 73 989,3

C.T. Bellavista 466,3 1 195,0 1 292,6 1 768,0 1 204,6 0,0 0,0 54,4 0,0 0,0 1 149,5 4 000,6 11 131,0

C.T. Taparachi 1 109,0 1 886,5 3 515,7 8 914,3 5 571,0 9 030,9 262,2 2 481,0 3 517,2 2 395,3 2 586,6 21 588,6 62 858,3

SUB TOTAL 2 Total Diesel 2 65 954,6 183 795,8 160 362,5 324 906,6 205 049,1 221 619,9 100 022,7 138 461,0 67 758,6 134 224,5 51 912,7 292 600,0 1 946 667,9

Total Residual 6 0,0

Total R500 1 451 602,4 1 155 140,2 1 685 799,4 2 642 279,6 1 103 196,7 1 693 001,8 1 425 253,5 1 232 596,0 691 942,7 75 672,0 81 236,3 75 413,4 13 313 133,9


Total Vapor (klb) (2) 241 111,5 192 643,9 245 945,4 297 167,1 200 332,8 240 943,9 202 834,8 195 846,9 134 354,8 11 244,7 5 579,6 295,1 1 968 300,5

Total Carbón (t) 33 731,8 22 699,2 25 433,7 12 023,1 27 592,9 33 481,8 32 010,7 29 284,7 6 477,2 21 158,5 23 614,1 21 583,9 289 091,3

TOTAL SINAC Total Diesel 2 1 160 000,7 1 136 605,9 1 514 208,1 1 531 129,9 1 763 666,2 2 197 424,0 1 821 153,4 2 270 113,0 2 707 447,7 2 063 830,4 1 108 530,2 1 085 137,1 20 359 246,7

Total Residual 6 680 057,0 314 142,8 273 241,0 76 908,3 139 020,0 189 519,0 141 916,0 193 356,0 164 167,0 101 784,0 9 671,0 5 385,0 2 289 167,1

Total R500 1 465 630,4 1 351 784,2 1 779 081,4 2 711 495,6 1 111 512,7 1 699 469,8 1 439 911,5 2 008 336,0 1 316 356,7 99 738,0 214 460,3 173 231,4 15 371 007,9


Total Biogás (3) 25 819,7 48 732,5 74 552,2

Total Vapor (klb) (2) 241 111,5 192 643,9 245 945,4 297 167,1 200 332,8 240 943,9 202 834,8 195 846,9 134 354,8 11 244,7 5 579,6 295,1 1 968 300,5

Total Bagazo (t) 29 391,8 25 910,0 28 169,8 32 272,4 33 370,1 33 361,6 30 467,2 27 926,9 27 285,0 24 235,2 20 343,5 30 622,7 343 356,0

Total Carbón (t) 33 731,8 22 699,2 25 433,7 12 023,1 27 592,9 33 481,8 32 010,7 29 284,7 6 477,2 21 158,5 23 614,1 21 583,9 289 091,32

(1) Gas natural, expresado en miles de pies cúbicos. (2) Vapor producido por los calderos de la CT Ilo1 (3) Biogás, expresado en miles de pies cúbicos


0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

Electroperú Edegel Etevensa Egenor Shougesa Eepsa Cahua Egasa Enersur Egesur Egemsa San Gaban

Miles de galones

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

CUADRO N° 6.4CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS EN EL COES 2011

(En miles de galones)

455,7 9 420,4 16 773,6 26 649,7

13 309,2 34 324,1 12 691,8 60 325,1

4 433,3 20 807,7 8 648,1 3 695,5 9 567,6 211,4 89,5 47 453,1

4 872,6 13 173,4 25 406,1 6 464,7 65,5 5,2 44,8 50 032,3

2 888,1 7 992,4 51 093,2 12 722,2 4 896,8 470,7 29,2 80 092,6

375,2 7 992,4 23 439,6 17 265,7 17 788,4 7 708,8 77,8 74 647,9

0,0 33 583,7 59 845,2 16 953,4 13 332,4 157,3 6 464,7 29 724,9 6 365,4 29,1 166 456,0

0,0 2 339,4 26 673,4 2 949,1 9 600,1 465,9 873,4 29 475,9 66 909,0 7 443,9 8 055,4 154 785,5

714,5 4 749,1 2 664,9 1 416,4 187,0 0,0 1 292,1 33 057,5 69 658,1 9 482,9 4 884,7 4 545,2 132 652,4

601,8 2 045,9 212,4 1 068,0 137,6 0,0 996,3 7 509,1 52 378,2 6 154,4 205,9 1 593,8 72 903,4

1 288,7 1 707,1 768,9 673,7 1 041,1 27,4 669,2 1 287,6 18 049,8 2 685,0 24,8 443,9 28 667,0

1 182,0 1 015,6 819,3 1 392,6 2 490,9 100,9 1 169,8 1 251,2 18 609,5 2 183,2 1,2 81,6 30 297,9

5187,2 1495,1 482,3 2104,7 4663,0 0,0 1502,9 3585,4 27984,6 3841,3 2,6 346,1 51 195,3

8768,1 20878,0 34050,3 10066,4 5664,3 0,0 1959,6 10999,8 38141,2 6530,6 11,1 169,6 137 239,3

7361,7 2018,1 434,3 5422,6 9284,6 0,0 373,6 7187,2 23862,5 5288,2 5,6 220,7 61 459,1

7089,3 2383,8 0,0 8890,8 9550,2 0,0 455,1 6381,2 21067,2 595,6 27,8 197,3 56 638,4

3 435,1 657,4 0,0 10 844,5 3 617,4 0,0 27,4 2 782,5 14 906,1 16,8 61,8 95,3 36 444,3

5 466,6 11 306,1 0,0 16 879,4 20 774,0 0,0 0,0 7 999,8 41 185,9 0,0 256,6 198,9 104 067,2

7 507,3 1 570,3 0,0 6 593,6 11 983,6 0,0 0,0 4 394,8 31 401,4 0,0 0,0 182,4 63 633,4

11 943,5 127,2 0,0 5 071,6 3 703,0 0,0 0,0 6 693,8 34 661,4 0,0 31,0 115,0 62 346,5

12 406,5 229,4 0,0 8 053,1 2 070,6 0,0 0,0 1 956,7 13 229,1 0,0 0,0 74,0 38 019,4

Electroperú Edegel Etevensa Egenor Shougesa Eepsa Cahua Egasa Enersur Egesur Egemsa San Gaban Total (1)

GRÁFICO No 6.4CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS - COES

2001 - 2011

CUADRO N° 6.5CONSUMO DE COMBUSTIBLE DE CARBÓN Y

BAGAZO EN EL COES (2000 - 2011)(En millones de toneladas)

2000 136,1

2001 122,1

2002 307,7

2003 301,4

2004 359,5

2005 315,0

2006 344,5

2007 332,0

2008 347,5

2009 345,3

2010 191,0 393,2

2011 343,4 289,1

Incremento 2011/2010 79,7% -26,5%

Año Aipsa (2) Enersur (3)

(2) Miles de toneladas de bagazo (3) Miles de toneladas de carbón

Años

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GRÁFICO No 6.3CONSUMO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS - COES

2001 - 2011


0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

90 000

100 000

110 000

120 000

130 000

140 000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Millones de Pies Cúbicos

Egenor

Egesur

Egasa

Kallpa

Sdf Energía

Enersur

Edegel

Etevensa

Termoselva

Eepsa

GRÁFICO No 6.6CONSUMO DE COMBUSTIBLE - GAS NATURAL POR EMPRESAS

1997 - 2011

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Millones de Pies Cúbicos

CAMISEA (MMPC)

AGUAYTIA YMALACAS (MMPC)

GRÁFICO No 6.5EVOLUCIÓN DEL USO DE GAS NATURAL DE CAMISEA

1997 - 2011

361%Δ

8%

92%

34%

8%

33%

24%

Δ

Δ

Δ

Δ

Δ

Δ

CUADRO N° 6.6CONSUMO COMBUSTIBLES GASEOSOS EN EL COES (1997 - 2011)

(En millones de pies cúbicos)

1997 1 543,5 1 543,5 0,0 1 543,5

1998 3 846,4 3 711,8 7 558,1 0,0 7 558,1

1999 6 628,3 3 900,0 10 528,3 0,0 10 528,3

2000 5 429,6 3 220,6 8 650,2 0,0 8 650,2

2001 3 944,6 5 344,9 9 289,6 0,0 9 289,6

2002 3 072,4 8 894,9 11 967,3 0,0 11 967,3

2003 4 735,1 9 882,7 14 617,8 0,0 14 617,8

2004 6 688,2 13 096,9 4 797,2 24 582,3 4 797,2 24 582,3

2005 6 233,8 14 888,2 17 798,8 4 300,3 43 221,1 22 099,1 43 221,1

2006 6 905,0 13 653,3 4 287,7 18 670,8 874,6 44 391,4 23 833,1 44 391,4

2007 7 041,0 14 032,0 0,0 24 930,3 18 180,5 2 749,2 66 933,0 45 859,9 66 933,0

2008 8 003,0 14 893,9 0,0 27 454,2 24 116,8 9 746,5 84 214,4 61 317,6 84 214,4

2009 7 109,0 12 668,9 0,0 26 296,8 25 856,0 1 844,1 12 239,4 86 014,3 66 236,4 86 014,3

2010 8 062,2 9 928,4 0,0 31 021,6 23 712,8 2 078,6 31 141,7 162,6 43,8 62,5 106 214,3 88 223,6 106 214,3

2011 8 071,9 6 592,0 0,0 34 975,6 27 238,6 1 368,2 38 647,7 3 532,8 799,7 2 883,6 124 110,2 109 446,2 74,6 74,6 124 184,7

Incremento 11/10 0,1% -33,6% 12,7% 14,9% -34,2% 24,1% 2072,1% 1725,4% 4515,1% 16,8% 24,1% 16,9%

Crecimiento Medio 11/01 7,4% 2,1% 29,6% 29,6%

Crecimiento Medio 11/04 2,7% -9,3% -100,0% 26,0% 56,3% 26,0%

Participación Total Gas Natural 2011 6,5% 5,3% 0,0% 28,2% 21,9% 1,1% 31,1% 2,8% 0,6% 2,3% 100,0%

Participación Total GN Camisea 2011 0,0% 32,0% 24,9% 1,3% 35,3% 3,2% 0,7% 2,6% 100,0%

AñosEepsa

(4)Termoselva

(4)Etevensa

(4)Edegel

(4)Enersur

(4)Sdf Energía

(4)Kallpa

(4)Egasa

(4)Egesur

(4)Egenor

(4)Total Gas Natural

Total Gas Camisea

Petramas (5)

Total Biogás Total

(4) Gas natural expresado en millones de pies cúbicos.

(5) Biogás expresado en millones de pies cúbicos.

GRÁFICO No 6.5EVOLUCIÓN DEL USO DE GAS NATURAL DE CAMISEA

1997 - 2011

GRÁFICO No 6.6CONSUMO DE COMBUSTIBLE - GAS NATURAL POR EMPRESAS

1997 - 2011


CUADRO N° 6.7PRECIO DE COMBUSTIBLE DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DEL COES - 2011

COMBUSTIBLE CENTRAL Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Unidades

CARBÓN ILO2 TV1 - CARB 113,99 113,99 113,99 101,65 136,39 136,39 136,39 115,14 132,96 123,88 129,34 129,34 US $/Kg

GAS NATURAL CHILCA1 TG2 - GAS 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 US $/MMBTU

CHILCA1 TG3 - GAS 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CHILCA1 TG1 - GAS 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

KALLPA TG1 - GAS 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

KALLPA TG3 - GAS 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

KALLPA TG2 - GAS 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

PISCO TG1 GAS 1,50 1,52 1,53 1,56 1,61 1,67 0,40 0,41 0,43 0,44 0,46 0,47

PISCO TG2 GAS 1,50 1,52 1,53 1,56 1,61 1,67 0,40 0,41 0,43 0,44 0,46 0,47

INDEPENDENCIA GAS 2,32 2,33 2,34 2,38 2,44 2,46 0,50 0,52 0,52 0,55 0,57 0,58

STA ROSA UTI 6 - GAS 1,44 1,45 1,45 1,46 1,47 1,48 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

STA ROSA WEST TG7 - GAS CON H2O 1,44 1,45 1,45 1,46 1,47 1,48 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

STA ROSA WEST TG7 - GAS 1,44 1,45 1,45 1,46 1,47 1,48 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

STAROSA TG8 GAS 1,45 1,45 1,46 1,46 1,48 1,49 1,49 1,49 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA TG 4 - GAS 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA TG 3 - GAS 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS F.DIRECTO 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

STA ROSA UTI 5 - GAS 1,44 1,45 1,45 1,46 1,47 1,48 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS F.DIRECTO 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS F.DIRECTO 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS 1,37 1,38 1,38 1,39 1,40 1,41 1,50 1,56 1,61 1,66 1,71 1,75

LFLORES TG1 GAS 2,57 2,58 2,60 2,63 2,69 2,75 2,59 2,64 2,70 2,75 2,74 2,74

AGUAYTIA TG 1 - GAS 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50

AGUAYTIA TG 2 - GAS 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 2,60 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50

MALACAS TG 4 - GAS 5,09 5,10 5,12 5,16 5,25 5,33 5,33 5,41 5,50 5,58 5,65 5,71

MALACAS TG 4 - GAS CON H2O 5,09 5,10 5,12 5,16 5,25 5,33 5,33 5,41 5,50 5,58 5,65 5,71

MALACAS TG 1 - GAS 8,23 8,30 8,37 8,54 8,89 9,19 11,17 11,58 11,99 12,38 12,73 13,03

MALACAS TG 2 - GAS 8,23 8,30 8,37 8,54 8,89 9,19 11,17 11,58 11,99 12,38 12,73 13,03

R500 MOLLENDO 123 - R500 86,91 86,85 85,92 85,43 87,10 87,64 92,26 92,63 91,09 93,28 103,00 103,11 US $/BARRIL

CHILINA TV3 - R500 88,78 88,72 87,77 87,27 88,97 89,52 94,22 94,60 91,20 93,39 105,01 105,13

CHILINA TV2 - R500 88,78 88,72 87,77 87,27 88,97 89,52 94,22 94,60 91,20 93,39 105,01 105,13

ILO1 TV4 - R500 90,04 90,18 89,69 89,18 90,42 93,53 96,05 96,36 100,00 102,22 102,53 107,63

ILO1 TV2 - R500 90,04 90,18 89,69 89,18 90,42 93,53 96,05 96,36 100,00 102,22 102,53 107,63

ILO1 TV3 - R500 90,04 90,18 89,69 89,18 90,42 93,53 96,05 96,36 100,00 102,22 102,53 107,63

SAN NICOLAS TV 1 - R500 93,74 93,78 92,77 92,25 94,05 101,13 101,58 102,00 103,35 105,83 111,31 111,43

SAN NICOLAS TV 2 - R500 93,74 93,78 92,77 92,25 94,05 101,13 101,58 102,00 103,35 105,83 111,31 111,43

SAN NICOLAS TV 3 - R500 93,74 93,78 92,77 92,25 94,05 101,13 101,58 102,00 103,35 105,83 111,31 111,43

RESIDUAL / DIESEL CHILINA SULZ 12 - R500 D2 93,15 93,08 92,09 91,57 93,35 93,93 98,93 99,33 96,80 99,12 110,43 110,55 US $/BARRIL

R6 TUMBES - R6 96,22 96,15 95,12 94,58 96,43 102,20 109,84 110,29 106,22 108,77 114,45 114,58 US $/BARRIL

CHICLAYO OESTE - R6 94,96 94,89 93,88 103,51 105,54 110,79 111,28 116,68 114,74 117,50 123,16 123,29

PIURA 2 - R6 95,29 105,56 104,43 103,84 105,87 111,13 111,61 117,02 115,08 117,84 123,50 123,64

PIURA 1 - R6 95,29 105,56 104,43 103,84 105,87 111,13 111,61 117,02 115,08 117,84 123,50 123,64

PIURA TG - R6 95,29 105,56 104,43 103,84 105,87 111,13 111,61 117,02 115,08 117,84 123,50 123,64

YARINACOCHA - R6 129,20 129,11 139,71 138,92 141,63 142,51 143,13 143,71 139,35 142,69 143,12 143,28

DIESEL TRUJILLO TG - D2 83,24 83,18 82,29 81,82 83,42 83,94 84,31 84,65 83,24 85,24 85,49 85,59 US $/BARRIL

MALACAS TG 4 - D2 104,23 104,15 103,04 102,45 104,45 105,10 105,56 105,99 104,23 106,73 107,05 107,16

SULLANA - D2 125,59 125,50 124,16 123,46 125,86 126,64 127,20 127,71 125,59 128,61 128,99 129,13

PAITA 1- D2 125,90 125,81 124,46 123,75 126,17 126,95 127,51 128,02 125,90 128,92 129,30 129,44

PAITA 2 - D2 125,90 125,81 124,46 123,75 126,17 126,95 127,51 128,02 125,90 128,92 129,30 129,44

CICLO COMBINADO - D2 132,49 132,39 130,97 130,23 132,77 133,59 141,39 141,96 147,17 150,70 159,20 159,38

TAPARACHI - D2 127,07 138,85 137,37 136,59 139,25 147,67 148,31 148,91 146,44 157,96 158,43 161,08

BELLAVISTA ALCO - D2 127,19 139,58 138,09 137,31 139,99 147,79 148,44 149,03 146,56 158,09 158,56 161,21

BELLAVISTA MAN 1 - D2 127,19 139,58 138,09 137,31 139,99 147,79 148,44 149,03 146,56 158,09 158,56 161,21

STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H2O 135,44 135,34 133,89 133,13 135,73 136,57 144,88 145,46 150,96 154,58 163,48 163,66

STA ROSA WEST TG7 - D2 135,44 135,34 133,89 133,13 135,73 136,57 144,88 145,46 150,96 154,58 163,48 163,66

STA ROSA UTI 6 - D2 135,54 135,44 133,99 133,23 135,83 136,67 144,98 145,56 151,06 154,68 163,58 163,76

STA ROSA UTI 5 - D2 135,54 135,44 133,99 133,23 135,83 136,67 144,98 145,56 151,06 154,68 163,58 163,76

PIURA 2 - D2 138,21 136,43 134,37 133,61 136,22 144,73 145,37 154,00 151,45 155,08 163,98 164,16

PIURA 1 - D2 138,21 136,43 134,37 133,61 136,22 144,73 145,37 154,00 151,45 155,08 163,98 164,16

PIURA TG - D2 138,21 136,43 134,37 133,61 136,22 144,73 145,37 154,00 151,45 155,08 163,98 164,16

ILO1 TG2 - D2 125,82 125,73 134,84 134,08 136,69 137,54 145,33 145,92 151,02 154,64 163,13 164,60

ILO1 CATKATO - D2 125,82 125,73 134,84 134,08 136,69 137,54 145,33 145,92 151,02 154,64 163,13 164,60

ILO1 TG1 - D2 125,82 125,73 134,84 134,08 136,69 137,54 145,33 145,92 151,02 154,64 163,13 164,60

SAN NICOLAS CUMMINS - D2 136,20 136,25 134,80 134,03 136,65 137,49 145,80 146,39 154,16 157,86 164,42 164,60

TRUJILLO NORTE - D2 138,76 138,78 137,29 136,80 139,46 148,79 149,45 150,05 153,33 157,01 166,11 166,29

CHIMBOTE TG1 - D2 134,60 134,50 135,32 134,55 137,18 148,77 149,42 158,07 155,45 159,18 168,09 168,28

CHIMBOTE TG3 - D2 134,60 134,50 135,32 134,55 137,18 148,77 149,42 158,07 155,45 159,18 168,09 168,28

CHICLAYO OESTE - D2 128,13 128,04 126,67 137,77 140,46 149,00 149,65 158,30 155,68 159,41 168,33 168,51

VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O 138,86 138,76 151,10 150,25 153,18 154,13 164,19 164,85 162,11 166,01 185,64 185,85

VENTANILLA TG 4 - D2 138,86 138,76 151,10 150,25 153,18 154,13 164,19 164,85 162,11 166,01 185,64 185,85

VENTANILLA TG 3 - D2 138,86 138,76 151,10 150,25 153,18 154,13 164,19 164,85 162,11 166,01 185,64 185,85

VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O 138,86 138,76 151,10 150,25 153,18 154,13 164,19 164,85 162,11 166,01 185,64 185,85

Nota: Los precios incluyen fl etes, tratamiento químico, mecánico y costos fi nancieros. Estos precios corresponden al último día de cada mes.


CUADRO N° 6.8COSTOS VARIABLES DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS DEL COES (Vigentes a Diciembre de 2011)

Tecnología Área Unidad Empresa P. Efectiva

Turbina a Gas C OQUENDO TG1 - GAS SDF ENERGIA 29,4 10 169,2 0,34 0,0 2,7 0,0 2,7

Turbina a Gas CHILCA1 TG3 - GAS ENERSUR 194,2 10 282,4 0,33 0,0 3,4 0,0 3,4

Turbina a Gas KALLPA TG3 - GAS KALLPA GENERACION 197,8 10 081,4 0,34 0,0 3,9 0,0 3,9





DIESEL INDEPENDENCIA GAS EGESUR 23,0 9 088,3 0,38 0,6 2,5 5,3 7,7

Turbina a Gas PISCO TG2 GAS EGASA 34,5 12 246,1 0,28 0,5 2,7 5,7 8,4

Turbina a Gas PISCO TG1 GAS EGASA 34,4 12 315,4 0,28 0,5 2,7 5,7 8,4

CC TG-TV VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS EDEGEL 456,0 6 762,7 0,50 1,8 3,3 11,8 15,2

CC TG-TV VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS EDEGEL 225,1 6 797,9 0,50 1,8 3,3 11,9 15,2

CC TG-TV VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS F.DIRECTO EDEGEL 492,7 7 038,1 0,48 1,8 3,3 12,3 15,7

CC TG-TV VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS EDEGEL 223,2 7 045,1 0,48 1,8 3,3 12,3 15,7

CC TG-TV VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS F.DIRECTO EDEGEL 238,8 7 144,7 0,48 1,8 3,3 12,5 15,8

CC TG-TV VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS F.DIRECTO EDEGEL 231,8 7 174,6 0,48 1,8 3,3 12,5 15,9

Turbina a Gas VENTANILLA TG 3 - GAS EDEGEL 161,4 9 876,8 0,35 1,8 2,7 17,3 20,0

Turbina a Gas STAROSA TG8 GAS EDEGEL 199,8 9 880,1 0,35 1,8 2,7 17,3 20,0

Turbina a Gas VENTANILLA TG 4 - GAS EDEGEL 156,1 10 112,7 0,34 1,8 2,7 17,7 20,4

Turbina a Gas STA ROSA WEST TG7 - GAS EDEGEL 109,1 11 194,3 0,30 1,8 2,7 19,6 22,3

Turbina a Gas STA ROSA WEST TG7 - GAS CON H2O EDEGEL 123,9 11 595,5 0,29 1,8 2,7 20,3 23,0

Turbina a Gas STA ROSA UTI 5 - GAS EDEGEL 53,1 11 876,2 0,29 1,8 2,7 20,8 23,5

Turbina a Gas STA ROSA UTI 6 - GAS EDEGEL 52,0 12 764,0 0,27 1,8 2,7 22,3 25,0

Turbina a Gas LFLORES TG1 GAS EGENOR 198,4 11 095,8 0,31 2,7 2,7 30,4 33,1

Turbina a Gas AGUAYTIA TG 1 - GAS TERMOSELVA 88,4 11 248,7 0,30 3,5 2,7 39,3 42,0

Turbina a Gas AGUAYTIA TG 2 - GAS TERMOSELVA 87,0 11 343,9 0,30 3,5 2,7 39,7 42,4

Turbina a Vapor S ILO2 TV1 - CARB ENERSUR 140,6 8 534,9 0,40 0,1 2,2 47,8 50,0

Turbina a Gas MALACAS2 TG 4 - GAS EEPSA 90,3 12 416,8 0,27 5,7 3,1 70,9 74,0

Turbina a Gas N MALACAS2 TG 4 - GAS CON H2O EEPSA 102,7 13 285,1 0,26 5,7 22,7 75,9 98,6

DIESEL S MOLLENDO 123 - R500 EGASA 29,8 7 994,6 0,43 103,1 2,5 139,2 141,6

DIESEL N TUMBES - R6 ELECTROPERU 16,4 7 743,9 0,44 114,6 8,8 152,7 161,4

DIESEL S CHILINA SULZ 12 - R500 D2 EGASA 10,3 8 678,8 0,39 110,8 2,5 163,3 165,8

Turbina a Vapor ILO1 TV1 - R500 ENERSUR 0,0 n/d n/d 107,6 3,3 179,3 182,5

Turbina a Vapor ILO1 TV3 - R500 ENERSUR 67,6 9 666,4 0,35 107,6 1,3 190,0 191,3



Turbina a Gas N MALACAS TG 2 - GAS EEPSA 15,0 15 812,5 0,22 13,0 2,7 205,9 208,6

DIESEL CHICLAYO OESTE - R6 EGENOR 19,6 10 029,6 0,34 123,3 2,5 209,5 212,0

Turbina a Vapor C SAN NICOLAS TV 3 - R500 SHOUGESA 25,9 11 492,1 0,30 111,4 1,3 215,3 216,7

DIESEL N PIURA 2 - R6 EGENOR 3,1 10 507,0 0,32 123,6 2,5 218,8 221,2


DIESEL N PIURA 1 - R6 EGENOR 7,7 10 622,4 0,32 123,6 2,5 221,2 223,6


Turbina a Gas N MALACAS TG 1 - GAS EEPSA 13,1 17 632,9 0,19 13,0 2,7 229,6 232,3

DIESEL S ILO1 CATKATO - D2 ENERSUR 3,3 8 183,7 0,42 164,6 16,7 243,9 260,6

DIESEL BELLAVISTA MAN 1 - D2 SAN GABAN 1,8 8 974,0 0,38 161,2 2,5 261,6 264,1

Turbina a Vapor CHILINA TV3 - R500 EGASA 10,2 15 080,5 0,23 105,1 1,3 267,7 269,0

DIESEL C SAN NICOLAS CUMMINS - D2 SHOUGESA 1,2 9 003,4 0,38 164,6 2,5 267,0 269,4

DIESEL S TAPARACHI - D2 SAN GABAN 4,3 9 699,3 0,35 161,1 2,5 282,6 285,0

DIESEL N PIURA 1 - D2 EGENOR 6,2 9 549,8 0,36 164,2 2,5 284,6 287,1

Turbina a Vapor S CHILINA TV2 - R500 EGASA 6,2 16 244,5 0,21 105,1 1,3 288,4 289,7

DIESEL N CHICLAYO OESTE - D2 EGENOR 17,0 9 520,3 0,36 168,5 2,5 291,1 293,6

DIESEL TRUJILLO NORTE - D2 ELECTROPERU 62,1 9 005,0 0,38 166,3 14,4 279,7 294,0

Turbina a Gas C STA ROSA WEST TG7 - D2 EDEGEL 112,0 10 322,9 0,33 163,8 2,7 306,8 309,5

Turbina a Gas STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H2O EDEGEL 121,3 10 404,8 0,33 163,8 2,7 309,2 311,9

Turbina a Gas VENTANILLA TG 4 - D2 EDEGEL 154,6 9 335,8 0,37 185,9 2,7 314,1 316,7

Turbina a Gas VENTANILLA TG 3 - D2 EDEGEL 154,7 9 395,8 0,36 185,9 2,7 316,1 318,8

Turbina a Gas S ILO1 TG2 - D2 ENERSUR 30,7 10 445,7 0,33 164,6 10,3 311,3 321,6

DIESEL BELLAVISTA ALCO - D2 SAN GABAN 1,7 10 950,6 0,31 161,2 2,5 319,3 321,7

Turbina a Gas C VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O EDEGEL 160,5 9 552,7 0,36 185,9 2,7 321,3 324,0

Turbina a Gas VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O EDEGEL 164,1 9 587,5 0,36 185,9 2,7 322,5 325,2

DIESEL N PIURA 2 - D2 EGENOR 1,8 11 232,4 0,30 164,2 2,5 334,8 337,2

Turbina a Gas C STA ROSA UTI 6 - D2 EDEGEL 52,5 11 262,1 0,30 163,8 2,7 334,7 337,4

Turbina a Gas S ILO1 TG1 - D2 ENERSUR 34,9 11 249,9 0,30 164,6 9,2 335,2 344,5

Turbina a Gas C STA ROSA UTI 5 - D2 EDEGEL 51,7 11 549,6 0,30 163,8 2,7 343,2 345,9

Turbina a Gas N PIURA TG - R6 EGENOR 17,1 16 555,6 0,21 123,6 2,7 344,7 347,4

CC TG-TV S CICLO COMBINADO - D2 EGASA 15,8 12 066,1 0,28 159,4 3,3 347,5 350,8

Turbina a Gas N CHIMBOTE TG3 - D2 EGENOR 19,3 14 511,7 0,24 165,2 2,7 435,5 438,1

Turbina a Gas CHIMBOTE TG1 - D2 EGENOR 19,8 15 010,4 0,23 165,2 2,7 450,4 453,1

Turbina a Gas PIURA TG - D2 EGENOR 16,8 17 196,2 0,20 164,2 2,7 512,5 515,2

(1) Todos los precios incluyen (donde corresponda) fl etes, tratamiento quimico, tratamiento mecánico y costo fi nanciero. Para las unidades de generación que operan con gas y carbón las unidades de medida del costo de combustible son US$/MBTU y US$/t respectivamente. Nota: N: Área Norte C: Área Centro S: Área Sur

Cons. Especif.

(BTU/kW.h) (%) US$/barril (1) CVC (n) CVNC CV (n)

COSTOS VARIABLES (US$/MW.h)

Valores NominalesEfi c.

TérmicaPrecio Comb


GRÁFICO No 6.7COSTO VARIABLE NOMINAL DE LAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS DEL COES

2011

060120180240300360420480540

OQUENDO TG1 - GAS

CHILCA1 TG3 - GAS

KALLPA TG3 - GAS

KALLPA TG2 - GAS

CHILCA1 TG1 - GAS

KALLPA TG1 - GAS

CHILCA1 TG2 - GAS

INDEPENDENCIA GAS

PISCO TG2 GAS

PISCO TG1 GAS

VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS

VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS

VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS F.DIRECTO

VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS

VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS F.DIRECTO

VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS F.DIRECTO

VENTANILLA TG 3 - GAS

STAROSA TG8 GAS

VENTANILLA TG 4 - GAS

STA ROSA WEST TG7 - GAS

STA ROSA WEST TG7 - GAS CON H2O

STA ROSA UTI 5 - GAS

STA ROSA UTI 6 - GAS

LFLORES TG1 GAS

AGUAYTIA TG 1 - GAS

AGUAYTIA TG 2 - GAS

ILO2 TV1 - CARB

MALACAS2 TG 4 - GAS

MALACAS2 TG 4 - GAS CON H2O

MOLLENDO 123 - R500

TUMBES - R6

CHILINA SULZ 12 - R500 D2

ILO1 TV1 - R500

ILO1 TV3 - R500

ILO1 TV4 - R500

ILO1 TV2 - R500

MALACAS TG 2 - GAS

CHICLAYO OESTE - R6

SAN NICOLAS TV 3 - R500

PIURA 2 - R6


PIURA 1 - R6


MALACAS TG 1 - GAS

ILO1 CATKATO - D2

BELLAVISTA MAN 1 - D2

CHILINA TV3 - R500

SAN NICOLAS CUMMINS - D2

TAPARACHI - D2

PIURA 1 - D2

CHILINA TV2 - R500

CHICLAYO OESTE - D2

TRUJILLO NORTE - D2

STA ROSA WEST TG7 - D2

STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H2O

VENTANILLA TG 4 - D2

VENTANILLA TG 3 - D2

ILO1 TG2 - D2

BELLAVISTA ALCO - D2

VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O

VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O

PIURA 2 - D2

STA ROSA UTI 6 - D2

ILO1 TG1 - D2

STA ROSA UTI 5 - D2

PIURA TG - R6

CICLO COMBINADO - D2

CHIMBOTE TG3 - D2

CHIMBOTE TG1 - D2

PIURA TG - D2

SN

SN

SN

CN

CN

CN

SC

SN

SN

CS

CN

CS

CN

SN

Costos Variables (US$/MWh)

Nota:N: Área NorteC: Área CentroS: Área Sur

o

CO

STO

VA

RIA

BLE

NO

MIN

AL

DE

LA

S C

EN

TRA

LES

TE

RM

OE

LEC

TRIC

AS

DE

L S

EIN

Nota:N: Área NorteC: Área CentroS: Área Sur

o

CO

STO

VA

RIA

BLE

NO

MIN

AL

DE

LA

S C

EN

TRA

LES

TE

RM

OE

LEC

TRIC

AS

DE

L S

EIN

Turbina de vapor a B2/R500/R6

Turbina de vapor a carbón

Turbina de gas a gas natural

Turbina de gas a diesel B2

Ciclo DIESEL a gas natural

Ciclo DIESEL a B2/R500/R6

Ciclo combinado TG-TV a gas natural

Ciclo combinado TG-TV a diesel B2


Fuente: Central Térmica Chilca 1 / Empresa: Enersur

07 PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA Y RECURSOS HÍDRICOS

07PR

ODU

CCIÓ

N H

IDRO

ELÉC

TRIC

A Y

RECU

RSO

S HÍ

DRIC

OS

Chullpa de Sillustani y Laguna Umayo Puno

Crédito: Gihan Tubbeh / PromPerú

Central Hidroeléctrica San Gabán IIUbicación: Puno / Carabaya / San Gabán



CUADRO N° 7.1PRODUCCIÓN DE ENERGÍA, VOLUMEN TURBINADO Y RENDIMIENTO

POR CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL COES - 2011

EMPRESAS CENTRALPOTENCIAEFECTIVA

(MW)

CAUDALTURBINABLE

(m3/s)

ENERGÍA(GW.h)

VOLUMENTURBINADO(Millones de

metros cúbicos)

RENDIMIENTOMEDIO

(kWh/m3)

SNPOWER PERU CAHUA 43,11 22,86 288,31 550,38 0,52

MALPASO 48,02 71,00 244,35 1 300,60 0,19

OROYA 9,48 6,45 68,32 167,34 0,41

PACHACHACA 9,65 6,56 54,05 132,27 0,41

YAUPI 112,68 28,08 850,20 762,74 1,11

GALLITO CIEGO 38,15 44,80 116,83 493,90 0,24

PARIAC 4,95 2,20 29,63 47,41 0,63

HUAYLLACHO 0,186 0,15 0,24 0,69 0,34

MISAPUQUIO 3,866 2,00 28,63 53,32 0,54

SAN ANTONIO 0,58 2,35 2,62 38,19 0,07

SAN IGNACIO 0,422 2,48 1,97 41,69 0,05

EGENOR CAÑON DEL PATO 263,49 77,00 1 374,20 1 445,70 0,95

CARHUAQUERO 95,11 20,50 462,55 358,91 1,29

CARHUAQUERO IV 9,98 2,50 76,66 69,13 1,11

CAÑA BRAVA 5,71 19,50 27,82 342,07 0,08

ELECTROPERU MANTARO 670,66 104,36 5 353,08 2 998,73 1,79

RESTITUCIÓN 215,36 100,00 1 709,14 2 857,03 0,60

EDEGEL CALLAHUANCA 80,43 20,50 621,80 570,55 1,09

HUAMPANI 30,18 18,50 235,22 519,08 0,45

HUINCO 247,35 25,00 1 223,09 445,03 2,75

MATUCANA 128,58 14,80 893,03 370,05 2,41

MOYOPAMPA 66,13 17,50 554,90 528,63 1,05

CHINANGO YANANGO 42,61 20,00 259,85 439,08 0,59

CHIMAY 150,9 82,00 901,75 1 764,07 0,51

CORONA HUANCHOR 19,63 10,00 153,51 281,53 0,55

ENERSUR YUNCAN 136,76 29,58 889,92 692,93 1,28

ELEC. SANTA ROSA PURMACANA 1,79 2,50 3,68 18,52 0,20

SINERSA POECHOS II 10 60,00 54,66 1 180,64 0,05

EGASA CHARCANI I 1,73 7,60 14,62 231,14 0,06

CHARCANI II 0,6 6,00 4,63 166,71 0,03

CHARCANI III 4,58 10,00 30,63 240,78 0,13

CHARCANI IV 15,3 15,00 123,29 435,13 0,28

CHARCANI V 144,62 24,90 752,76 466,58 1,61

CHARCANI VI 8,95 15,00 72,01 434,48 0,17

EGESUR ARICOTA I 22,5 4,60 60,24 44,34 1,36

ARICOTA II 12,4 4,60 36,23 48,38 0,75

EGEMSA MACHUPICCHU 88,8 30,00 743,09 903,76 0,82

SAN GABAN SAN GABAN 113,1 19,00 744,22 450,09 1,65

GEPSA LA JOYA 9,6 10,00 27,08 101,57 0,27

SANTA CRUZ SANTA CRUZ I 6,96 6,00 27,43 85,12 0,32

SANTA CRUZ II 7,42 6,00 33,32 97,01 0,34

MAJA ENERGIA RONCADOR 3,48 8,29 19,46 166,81 0,12

AYEPSA PIAS 6,3 3,00 10,97 18,81 0,58

CELEPSA PLATANAL 217,38 41,15 1 224,11 834,21 1,47

TOTAL 3 109,48 20 404,11 23 195,12 0,88

07 PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA Y RECURSOS HÍDRICOS 71

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Millones de metros cúbicos

El volumen del embalse es de 314,741 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 809,3 GW.h al ser generado por las centrales Malpaso, Mantaro y Restitución. Este embalse tiene restricciones en la operación conforme a lo establecido en la RM-149-98-AG y RD-002-2010-ANA-DEPHM.

CUADRO N° 7.2VOLUMEN ÚTIL DEL LAGO JUNÍN (Millones de metros cúbicos)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 357,4 238,444 348,2 124,5 193,9 133,6 300,2 204,1 91,7 408,1 282,7Feb 421,4 326,9 405,0 196,5 268,7 225,0 369,9 280,0 191,2 427,8 344,9Mar 434,3 438,0 441,2 238,4 351,2 345,0 444,7 338,9 314,7 417,9 348,0Abr 441,2 441,2 441,2 252,0 385,7 428,0 448,2 363,6 391,9 388,7 335,7May 441,2 441,2 438,0 238,4 392,1 414,8 444,7 348,2 404,8 395,1 317,7Jun 428,0 409,3 392,1 222,4 338,9 385,7 395,3 309,0 379,2 382,3 314,7Jul 388,9 363,6 335,9 209,3 280,0 332,9 338,9 268,7 338,8 338,8 294,6Ago 320,9 294,4 277,2 131,3 219,7 277,2 263,1 206,7 297,1 268,6 196,3Set 268,7 217,1 201,6 102,5 159,4 193,9 196,5 142,8 227,5 204,0 159,2Oct 209,3 191,4 113,4 91,5 100,3 122,3 135,9 100,3 168,9 154,4 117,6Nov 214,5 238,4 73,3 79,4 38,6 140,5 120,0 53,6 159,2 93,8 102,3Dic 227,7 297,3 102,5 131,3 55,6 178,9 100,3 38,6 291,3 166,5 166,5

Nota: Valores tomados el último día de cada mes

CUADRO N° 7.3

CAUDALES NATURALES PROMEDIO DEL RÍO MANTARO (m3/s)(Estación La Mejorada)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 425,8 92,2 193,0 109,7 183,5 176,6 229,1 231,1 147,5 443,8 323,4Feb 360,9 268,5 324,1 231,1 186,1 251,3 188,8 266,4 285,0 308,4 728,2Mar 493,9 335,7 450,4 178,7 216,2 287,6 330,7 221,0 304,5 359,7 488,9Abr 211,1 218,7 265,8 117,4 143,4 249,7 256,0 98,6 271,6 242,9 417,3May 142,2 115,7 141,5 62,4 70,8 83,3 107,8 64,8 100,0 100,9 170,9Jun 72,9 79,8 90,3 62,9 56,8 64,6 65,0 54,3 64,3 63,9 111,6Jul 66,9 62,3 64,9 60,5 57,7 55,0 57,5 54,3 56,0 58,8 93,1Ago 60,8 50,2 58,1 53,2 51,0 52,8 46,3 47,7 42,5 56,9 81,4Set 64,6 56,9 54,7 56,0 46,7 50,4 55,4 45,5 37,7 61,0 79,3Oct 62,2 66,7 52,7 66,4 56,5 50,4 49,8 59,0 54,2 64,5 76,6Nov 80,1 118,9 56,2 84,2 43,5 93,4 58,4 50,0 76,4 56,8 84,2Dic 111,3 184,2 119,8 158,9 74,1 124,7 80,4 67,4 320,5 146,6 170,3

Nota: Caudales promedio mensuales en La Mejorada menos los caudales promedio en Upamayo menos aporte de Pachacayo

VOLUMEN ÚTIL DEL LAGO JUNIN

TRAYECTORIA - CAUDALES EN MANTARO 2001 - 2011

Promedio del año calendario respectivo. con ese valor calculado se puede obtener las característica hidrológica del año con respecto a los anteriores, por ejemplo en el caso del gráfi co se observa que el año 2011 ha sido con mayor humedad que los últimos 10 años.


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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


CUADRO N° 7.4CAUDALES PROMEDIO DEL RÍO MANTARO (m3/s)

(Estación La Mejorada)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 424,0 102,7 212,3 109,7 183,5 176,6 229,1 234,7 148,9 452,8 323,4

Feb 413,2 273,0 360,3 231,1 186,1 251,3 188,8 266,4 285,0 372,0 728,2

Mar 574,1 352,2 492,7 178,7 216,2 287,6 330,7 221,0 304,5 439,6 488,9

Abr 265,0 221,5 265,8 117,4 143,4 249,7 256,0 98,8 271,6 293,6 489,0

May 120,6 114,6 141,5 77,8 85,4 95,4 107,8 77,3 100,0 104,8 192,3

Jun 101,7 95,8 107,2 80,8 92,6 92,8 96,6 87,3 80,3 86,9 113,8

Jul 96,8 94,6 98,9 75,9 95,5 95,4 94,9 80,7 84,2 95,3 122,8

Ago 95,6 93,0 100,0 86,8 91,0 95,6 96,0 86,1 86,2 93,4 107,5

Set 96,0 94,3 99,0 76,0 82,2 97,9 93,8 82,5 90,0 94,5 108,1

Oct 100,7 96,7 93,0 83,6 90,0 96,9 88,2 86,0 90,2 91,9 106,7

Nov 101,9 132,3 89,2 110,3 77,2 101,7 90,7 77,5 105,4 87,6 111,7

Dic 145,3 203,2 133,2 168,8 83,4 139,5 108,9 78,9 320,5 150,0 186,4

CUADRO N° 7.5VOLUMEN ÚTIL DE LAGUNAS DE EDEGEL - CUENCA SANTA EULALIA

(millones de metros cúbicos)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 197,5 145,7 164,5 84,4 129,9 93,1 169,3 158,4 141,9 222,8 186,2

Feb 213,1 166,6 194,4 102,7 156,7 122,0 193,8 188,1 185,7 229,7 217,6

Mar 227,5 175,5 213,4 122,3 180,2 159,1 217,4 216,2 222,9 234,0 230,5

Abr 231,1 210,9 218,5 129,9 198,9 187,4 222,4 226,6 228,1 234,3 231,8

May 231,7 212,4 215,5 127,2 193,5 187,9 221,7 220,1 228,8 233,6 231,6

Jun 221,8 198,5 200,5 115,4 178,5 177,8 209,2 205,4 220,1 220,0 223,8

Jul 206,9 180,8 181,8 102,2 162,0 161,5 194,0 189,6 207,6 201,0 217,7

Ago 182,0 160,9 157,6 83,5 142,9 148,6 176,4 171,1 199,0 177,5 198,2

Set 167,9 139,3 131,8 68,9 119,3 127,3 163,8 153,1 167,2 156,1 177,7

Oct 151,3 123,3 106,0 62,1 100,4 111,9 147,6 136,4 154,7 136,3 147,1

Nov 140,7 126,6 78,7 79,5 81,3 112,5 135,9 123,0 159,6 120,7 132,4

Dic 145,2 138,9 94,8 98,6 71,4 131,7 127,7 116,9 192,7 144,0 145,3

Nota 1: Valores tomados el último día de cada mes Nota 2: No incluye Reservorio de Yuracmayo

El volumen de los embalses es de 234,05 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 1 250,05 GW.h al ser generado por las centrales Huinco, Callahuanca, Moyopampa y Huampani. Estos embalses tienen restricciones en la operación por el uso de agua potable de la ciudad de Lima principalmente.

TRAYECTORIA - CAUDALES EN LA MEJORADA 2001 - 2011

VOLUMEN ÚTIL DE LAGUNAS DE EDEGEL - CUENCA SANTA EULALIA

Promedio del año calendario respectivo. Con ese valor calculado se puede obtener las caracteristicas hidrológicas del año con respecto a los anteriores, por ejemplo en el caso del gráfi co se observa que el año 2011 a sido con mayor humedad que los ultimos 10 años.


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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


CUADRO N° 7.7VOLUMEN ÚTIL EN YURACMAYO (Millones de metros cúbicos)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 44,5 22,0 23,4 15,3 28,8 13,5 28,7 18,9 16,2 44,6 39,2

Feb 44,9 29,9 29,5 26,4 33,5 23,3 35,6 27,5 28,8 45,3 45,6

Mar 49,2 41,5 43,1 30,3 39,9 35,1 47,5 33,2 38,2 47,5 48,0

Abr 48,9 45,6 48,1 32,9 44,2 41,8 48,7 35,3 45,0 48,9 48,5

May 48,3 45,1 47,3 32,3 43,2 41,1 48,3 34,6 44,6 48,7 48,5

Jun 45,9 42,2 42,4 29,2 38,9 39,4 45,9 31,9 43,0 46,4 47,1

Jul 39,6 33,9 33,6 24,7 31,7 33,8 40,2 26,5 38,2 44,2 45,5

Ago 30,6 24,3 24,2 19,3 22,9 26,5 32,3 19,4 34,9 39,8 39,7

Set 23,0 15,8 15,6 14,6 14,6 19,2 24,3 13,4 24,2 31,6 31,6

Oct 14,5 12,3 10,9 12,8 7,8 14,2 16,9 8,9 20,7 23,8 21,7

Nov 15,1 14,2 6,9 15,1 2,8 14,2 12,7 5,2 24,2 17,4 19,0

Dic 18,4 16,9 13,2 22,3 3,9 19,1 10,5 9,0 36,4 27,1 25,3

Nota 1: Valores tomados el último día de cada mes Nota 2: No incluye Reservorio de Yuracmayo

El volumen del embalse es de 48,3 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 268,1 GW.h al ser generado por las centrales Huanchor, Matucana, Callahuanca, Moyopampa y Huampani. Este embalse tiene restricciones en la operación por el uso de agua potable de la ciudad de Lima principalmente.

CUADRO N° 7.6

CAUDALES NATURALES DEL RÍO SANTA EULALIA - EN SHEQUE (m3/s)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 22,8 6,1 13,3 2,5 14,4 10,5 17,9 16,1 12,7 19,7 19,2

Feb 18,6 9,4 17,2 12,9 13,6 15,2 18,7 21,8 25,2 13,4 20,3

Mar 23,9 16,2 23,9 11,0 17,5 20,4 22,3 18,2 25,0 21,9 19,3

Abr 16,1 13,1 15,8 9,4 14,3 17,4 19,1 11,8 22,2 14,8 19,5

May 10,2 5,4 5,9 4,8 5,9 6,2 9,7 6,4 10,1 8,8 10,6

Jun 4,2 3,3 3,0 2,4 3,2 3,7 5,1 4,4 5,6 4,1 5,3

Jul 4,3 3,0 2,1 1,9 3,0 2,8 3,5 3,5 4,6 3,0 3,6

Ago 2,5 2,4 1,3 1,9 2,2 2,9 3,3 3,2 4,6 2,8 2,1

Set 3,3 4,6 1,9 2,2 2,3 2,8 3,7 3,0 2,9 2,2 1,1

Oct 3,1 2,9 1,8 3,0 1,9 3,0 4,0 3,4 4,0 2,3 1,3

Nov 5,1 5,3 1,7 7,4 1,5 4,4 4,3 3,5 10,4 2,4 3,3

Dic 5,1 9,1 6,1 11,5 3,9 9,0 4,7 5,2 18,9 13,8 12,1

Nota: Caudales promedio mensuales en Sheque

TRAYECTORIA - CAUDALES EN SHEQUE

2001 - 2011

VOLUMEN ÚTIL EN YURACMAYO

Promedio del año calendario respectivo. Con ese valor calculado se puede obtener las característica hidrológica del año con respecto a los anteriores.


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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


CUADRO N° 7.8CAUDALES PROMEDIO DEL RÍO RIMAC EN TAMBORQUE (m3/s)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 30,9 13,1 17,4 9,9 18,2 16,0 21,2 16,9 16,4 25,7 24,4

Feb 25,7 18,3 18,7 17,6 16,3 21,1 22,1 23,3 29,2 23,8 31,8

Mar 37,9 23,8 26,9 15,0 18,4 27,6 29,6 19,7 27,5 28,0 28,2

Abr 23,3 18,4 18,5 12,7 15,9 24,2 23,4 14,2 24,1 20,5 26,7

May 14,1 13,6 12,6 8,9 10,9 12,5 15,4 9,9 13,9 14,0 16,1

Jun 10,5 10,0 9,3 6,8 8,5 9,2 9,7 7,9 9,9 10,4 11,8

Jul 8,3 8,6 7,6 5,3 7,6 7,3 8,0 6,7 8,0 8,6 9,3

Ago 6,9 7,4 6,4 4,5 7,1 6,6 6,8 6,0 7,0 7,8 0,0

Set 6,9 6,5 6,0 4,7 6,9 6,3 6,7 6,1 6,8 7,2 8,0

Oct 6,7 8,5 6,2 6,6 6,8 6,6 7,3 7,0 8,3 7,2 7,5

Nov 10,1 10,8 5,6 11,6 6,8 9,8 8,1 6,9 14,4 7,4 8,3

Dic 12,4 11,5 11,4 15,6 9,2 16,5 9,3 10,3 21,6 16,7 14,6

CUADRO N° 7.9VOLUMEN ÚTIL DE VICONGA - CUENCA RIO PATIVILCA


MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 18,1 22,6 17,6 9,9 15,4 7,5 12,3 13,4 11,8 15,5 15,1

Feb 22,1 25,4 21,7 14,7 19,2 12,4 15,4 18,6 17,8 20,5 19,3

Mar 25,6 30,0 25,5 19,5 23,4 19,3 21,6 22,9 26,2 25,7 23,8

Abr 30,0 30,0 27,9 21,9 25,5 23,9 25,9 25,5 30,2 28,5 28,0

May 30,0 29,6 30,0 20,5 26,1 24,8 27,3 26,7 30,1 29,5 29,0

Jun 28,7 23,3 27,8 14,6 25,3 23,6 27,3 19,8 28,7 26,4 26,0

Jul 23,6 17,3 22,9 9,6 18,0 20,0 26,2 10,7 20,7 17,9 23,1

Ago 19,7 10,8 13,1 4,1 8,6 16,8 16,3 5,1 9,8 9,2 13,5

Set 15,9 7,2 3,2 0,9 1,2 7,3 3,6 0,6 1,5 2,2 6,1

Oct 13,5 6,2 0,6 3,6 0,2 2,4 0,5 2,4 1,7 0,7 0,3

Nov 17,1 10,3 1,1 6,8 0,5 2,2 4,8 4,2 5,2 3,1 1,3

Dic 20,7 14,5 7,4 11,6 3,4 7,4 7,5 6,7 11,0 9,0 4,7

Nota: No existen datos registrados antes del año 1995

Promedio del año calendario respectivo. Con ese valor calculado se puede obtener las característica hidrólogica del año con respecto a los anteriores.

El volumen del embalse es de 30,4 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 15,9 GW.h al ser generado por la central de Cahua.

Nota: Caudales promedio mensuales en Tamboraque

TRAYECTORIA - CAUDALES EN TAMBORAQUE

VOLUMEN ÚTIL EN VICONGA - CUENCA

RÍO PATIVILCA


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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


CUADRO N° 7.10

CAUDALES NATURALES DEL RÍO SANTA EULALIA - ESTACIONES LA BALSA Y LOS CEDROS (m3/s)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 321,9 104,1 148,5 74,1 100,6 81,9 135,8 151,8 160,2 179,5 294,5

Feb 123,1 155,6 152,1 108,3 106,7 126,1 116,2 191,7 308,7 171,2 162,5

Mar 262,8 267,0 247,7 82,3 154,4 234,7 288,1 200,9 407,1 181,3 147,4

Abr 137,3 198,5 135,1 77,5 91,2 272,3 222,0 149,3 339,9 137,7 188,4

May 57,0 54,6 55,1 42,9 50,6 53,5 71,6 54,8 88,6 66,2 62,5

Jun 32,7 37,1 34,7 31,8 35,5 38,4 37,0 33,9 43,2 37,7 38,0

Jul 28,6 29,7 31,9 25,5 34,4 31,4 28,8 29,7 29,4 29,9 31,1

Ago 31,0 31,8 33,5 26,7 33,1 29,4 30,0 24,2 30,3 35,2 27,9

Set 34,0 33,9 34,9 24,4 36,3 33,8 28,1 24,4 34,6 32,1 26,0

Oct 41,2 54,9 48,3 53,5 46,1 42,5 42,1 51,3 54,6 41,7 30,4

Nov 126,1 120,4 49,8 90,0 51,8 60,0 62,0 65,1 96,5 66,9 58,6

Dic 131,7 131,7 102,5 98,9 94,8 119,2 64,0 65,1 224,0 210,2 126,6

CUADRO N° 7.11VOLUMEN ÚTIL LAGUNAS(‘) CUENCA RÍO SANTA

(Millones de metros cúbicos)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 15,9 24,7 24,1 24,2 38,9 25,5 38,2 34,2 53,3 70,6 66,1

Feb 21,8 30,9 31,8 30,2 49,0 35,2 47,6 40,8 66,8 82,0 68,3

Mar 30,5 42,6 39,1 36,0 57,8 46,1 55,4 47,7 71,6 79,9 70,9

Abr 34,3 45,0 44,7 40,4 61,9 55,2 61,0 53,2 75,7 77,6 73,3

May 36,5 45,1 46,3 42,1 57,9 57,4 63,2 53,1 77,4 77,9 73,1

Jun 37,2 38,4 46,4 27,4 44,4 51,9 56,7 48,3 77,0 74,4 67,2

Jul 31,7 34,5 34,0 16,4 31,3 36,7 47,6 36,5 75,6 70,2 58,3

Ago 8,8 11,8 14,9 2,6 17,8 17,6 36,6 33,0 70,1 65,4 36,5

Set 5,6 12,2 4,5 2,3 6,7 5,7 26,3 32,8 61,8 59,4 31,7

Oct 4,6 4,6 2,4 4,7 4,2 6,5 24,9 35,1 58,7 52,9 31,3

Nov 10,8 10,3 3,6 16,6 6,2 13,5 25,6 40,3 60,4 54,5 29,5

Dic 18,1 16,9 10,8 25,1 14,3 27,9 23,8 47,2 74,2 63,0 39,4

(‘) Laguna Poron, Cullicocha, Aguashcocha (desde el 2004) y Rajucolta (desde el 2005)

Promedio del año calendario respectivo. con ese valor calculado se puede obtener las caracteristica hidrologica del año con respecto a los anteriores.

El volumen de los embalses es de 68.2 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 64.9 GW.h al ser generado por la central de Cañón del Pato.

TRAYECTORIA - CAUDALES EN ESTACIONES LA BALSA Y LOS CEDROS

2001 - 2011

VOLUMEN ÚTIL LAGUNAS CUENCA RÍO SANTA


0

20

40

60

80

100

120

140

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


TRAYECTORIA - CAUDALES EN RÍO CHANCAY

2001 - 2011

CUADRO N° 7.12CAUDALES PROMEDIO DEL RIO CHANCAY ESTACIÓN CIRATO (m3/s)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 53,8 26,0 27,0 23,4 25,6 34,2 48,7 58,3 79,3 23,5 27,7

Feb 42,5 44,0 56,1 17,3 46,3 95,1 34,7 101,1 117,1 66,6 67,1

Mar 132,4 99,7 42,0 32,3 110,2 188,9 83,6 106,9 135,2 89,3 39,4

Abr 98,0 83,4 57,5 39,0 61,1 98,0 101,0 99,5 72,4 102,7 124,7

May 38,7 30,5 33,6 36,9 20,6 22,4 53,1 60,9 56,2 51,3 35,7

Jun 22,7 17,5 23,8 13,4 10,0 18,7 16,1 27,4 29,2 17,2 11,8

Jul 11,3 10,3 11,8 10,9 6,0 8,7 8,6 13,6 15,2 10,0 8,6

Ago 7,0 6,2 6,7 5,4 4,5 6,7 6,5 10,6 8,8 5,8 5,5

Set 17,0 5,6 6,8 6,2 4,2 7,4 5,2 17,3 7,1 9,1 7,4

Oct 13,3 15,3 8,5 19,9 27,0 6,0 16,6 46,7 11,0 8,6 12,4

Nov 28,2 36,3 15,0 56,7 20,8 16,7 48,0 56,8 26,5 7,9 11,1

Dic 36,0 50,4 20,3 52,5 19,8 43,6 17,9 22,7 43,0 11,1 40,9

CUADRO N° 7.13VOLUMENES EMBALSADOS EN LA LAGUNA SIBINACOCHA

(Millones de metros cúbicos)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 104,2 118,0 113,1 93,7 94,5 73,6 93,4 82,5 67,0 59,7 103,9

Feb 115,1 121,2 108,1 108,9 109,4 82,0 103,4 92,6 74,4 79,9 118,7

Mar 116,7 119,5 116,0 111,9 117,5 94,0 116,0 103,4 81,6 96,3 121,7

Abr 114,1 116,6 116,5 111,9 114,6 101,3 115,1 104,8 84,8 100,7 116,0

May 112,7 113,8 112,5 111,9 112,3 100,7 112,6 103,7 83,9 100,9 112,5

Jun 111,1 111,7 111,2 111,1 110,3 99,0 111,0 99,3 83,5 100,6 110,7

Jul 111,1 111,2 108,0 108,4 101,2 90,5 107,2 90,5 78,1 93,4 110,0

Ago 110,9 111,0 107,5 88,5 83,7 75,0 88,5 66,5 57,2 88,9 104,5

Set 102,8 111,2 72,3 77,5 65,5 60,0 73,6 46,8 36,9 78,3 96,6

Oct 103,4 107,1 64,7 70,0 55,5 60,5 66,8 41,9 27,5 78,3 95,9

Nov 107,1 100,5 67,3 72,3 50,9 66,5 65,1 45,5 35,0 83,0 101,6

Dic 112,0 110,3 74,4 81,5 56,6 76,5 68,2 57,2 44,1 93,1 111,3

Nota: Volumenes embalsados tomados de la ultima semana de cada mes

El volumen del embalse es de 110,0 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 90,4 GW.h al ser generado por la central de Machupicchu.

VOLUMEN EMBALSADOS EN LA LAGUNA SIBNACOCHA


0

50

100

150

200

250

300

350

400

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


CUADRO N° 7.14VOLUMENES EMBALSADOS EN LA CUENCA DEL CHILI


MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 176,1 67,8 205,9 163,1 69,6 121,6 181,9 183,7 65,9 132,0 141,2

Feb 280,1 171,1 241,8 207,8 140,2 221,0 211,8 216,9 115,5 215,6 305,9

Mar 288,5 262,1 276,2 221,4 154,5 325,5 303,4 227,5 193,9 248,8 334,6

Abr 266,0 282,1 265,4 232,2 161,9 327,5 311,6 212,3 208,0 241,3 333,6

May 238,6 276,1 249,8 217,9 147,5 310,3 293,8 193,5 192,3 237,5 317,4

Jun 217,4 262,9 232,8 201,6 135,2 294,4 271,1 176,3 175,7 220,2 293,6

Jul 184,7 262,3 216,8 185,2 124,2 273,7 247,7 157,0 161,6 202,2 279,8

Ago 160,2 253,5 198,2 166,1 113,0 249,1 222,8 137,6 147,8 178,6 243,8

Set 130,5 258,0 205,5 145,1 103,0 223,4 198,0 114,1 128,9 158,2 219,6

Oct 111,5 213,4 157,0 123,1 88,2 196,3 171,6 95,6 111,5 141,0 216,7

Nov 93,0 199,2 129,7 99,8 72,7 169,7 139,1 75,1 99,2 127,5 196,7

Dic 73,5 195,3 116,6 77,2 64,0 147,7 114,7 62,1 88,9 123,9 200,2

CUADRO N° 7.15

CAUDALES PROMEDIO TURBINADOS EN LA C.H. CHARCANI V (m3/s)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 14,3 9,7 12,1 14,0 13,8 12,5 17,6 18,2 10,5 9,4 13,1

Feb 23,5 20,0 12,2 20,0 13,0 23,2 14,1 14,3 8,5 10,1 10,1

Mar 23,3 21,1 12,8 12,7 10,0 20,9 17,2 13,7 14,9 11,7 20,3

Abr 22,2 14,8 15,9 12,1 8,9 16,9 14,2 12,2 10,0 12,1 22,9

May 19,9 11,0 10,9 10,0 8,5 12,1 12,3 10,6 10,0 12,0 14,6

Jun 15,0 9,3 10,3 10,8 8,1 10,6 12,0 10,5 9,6 11,1 14,0

Jul 15,1 6,3 10,2 10,0 7,5 12,4 12,0 10,4 8,8 11,0 14,0

Ago 15,3 7,1 10,4 10,2 7,5 12,9 12,0 10,3 9,0 11,9 14,0

Set 13,5 8,3 11,2 11,1 9,0 13,0 12,4 11,1 10,0 12,0 1,0

Oct 11,0 10,3 12,1 11,5 9,0 13,0 12,8 11,3 10,2 12,8 15,0

Nov 11,0 11,3 12,1 12,1 9,0 13,9 13,6 11,3 10,2 12,9 14,7

Dic 11,0 12,3 12,0 12,1 9,0 13,0 13,9 11,3 10,2 13,0 15,3

Nota: Caudal mensual promedio

El volumen de los embalses es de 340,1 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 775,7 GW.h al ser generado por las centrales de Charcani I a VI. La operación de estos embalses es coordinado por la Junta de Riego en que son representantes los sectores usuarios del recurso hídrico tales como agua potable, agricultura, minería y energía.

VOLUMENES EMBALSADOS EN LA CUENCA DEL CHILI


TRAYECTORIA - CAUDALES EN CHARCANI V2001 - 2011


MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 116,1 241,7 255,3 217,6 200,9 189,8 230,3 222,8 195,3 190,1 163,9

Feb 165,2 247,7 252,2 227,6 210,7 212,7 231,4 221,7 200,3 189,5 190,1

Mar 193,4 270,2 251,1 225,8 210,5 238,5 239,9 221,0 211,3 187,4 193,0

Abr 222,4 279,2 247,6 224,2 208,0 249,2 237,6 218,5 210,4 184,8 193,8

May 215,9 280,1 244,2 222,2 204,8 249,0 233,8 216,2 208,5 182,5 192,9

Jun 215,2 278,7 241,0 220,1 201,8 248,5 230,6 214,1 206,5 179,7 191,8

Jul 215,2 280,4 237,6 218,1 199,4 246,9 227,8 211,8 204,8 177,5 190,8

Ago 214,8 280,1 234,5 215,9 196,8 238,4 225,2 209,4 203,0 175,4 188,7

Set 213,1 275,4 230,8 213,1 195,7 236,2 222,2 206,9 200,9 173,1 186,7

Oct 245,7 269,8 226,7 209,0 193,4 233,4 218,5 204,0 198,3 170,6 184,3

Nov 206,3 264,8 222,5 204,9 189,4 230,6 215,2 200,8 195,4 167,7 182,3

Dic 203,2 259,3 217,3 200,4 185,6 227,7 212,0 197,7 192,5 164,8 181,1

CUADRO N° 7.17CAUDALES PROMEDIOS TURBINADOS EN LA

C.H. ARICOTA I Y II (m3/s)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 1,5 2,1 0,8 1,7 2,6 3,7 3,6 6,7 1,6 1,7 2,2

Feb 1,7 1,9 1,0 5,8 6,4 7,3 3,4 2,1 4,7 2,6 6,5

Mar 1,8 1,7 2,3 1,4 1,8 10,4 6,4 2,2 6,8 1,9 5,4

Abr 2,0 2,0 1,4 1,5 1,4 5,4 2,5 1,8 2,6 1,6 4,3

May 2,0 1,9 1,2 0,8 1,1 1,7 2,0 1,7 2,3 1,9 4,0

Jun 1,9 1,7 1,3 1,2 1,3 2,2 1,7 1,8 2,2 1,4 3,2

Jul 2,1 2,6 1,3 1,7 1,4 2,5 2,1 1,8 2,3 1,8 2,1

Ago 2,0 2,3 1,3 1,6 1,5 2,4 2,3 1,6 2,2 1,7 2,1

Set 2,0 0,8 1,1 1,3 1,9 2,1 2,0 1,6 2,1 1,8 1,9

Oct 2,1 1,0 0,9 0,8 1,5 1,2 1,7 1,5 1,8 1,7 1,8

Nov 2,1 1,2 0,9 0,8 0,9 1,9 1,3 1,2 1,7 1,5 1,5

Dic 2,0 1,2 0,9 0,7 1,0 1,8 1,2 1,3 1,6 1,6 2,1

Nota: Caudales promedios mensuales

CUADRO N° 7.16VOLUMENES EMBALSADOS EN EL RESERVORIO DE LA LAGUNA DE ARICOTA


VOLUMEN EMBALSADOS EN EL RESERVORIO

DE LA LAGUNA DE ARICOTA

El volumen máximo almacenado en la laguna Aricota fue de 773,5 millones m3, el caudal extraído de esta laguna está restringido para mantener un volumen de reserva adecuado, con relación al caudal extraído la energía almacenada equivale a 99,7 GW.h al ser generado por la centrales de Aricota I y Ii. Como se indico este embalse tiene restricciones en la operación por el uso de agua potable y agricultura.

TRAYECTORIA - CAUDALES EN ARICOTA2001 - 2011


CUADRO N° 7.18VOLUMEN ÚTIL EMBALSADOS EN LAS LAGUNAS DE SAN GABÁN


MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 17,0 11,4 17,4 14,2 9,5 13,1 16,4 11,4 10,3 13,1 14,2

Feb 24,4 20,6 24,6 21,7 20,3 21,2 23,6 18,4 13,8 23,6 23,5

Mar 32,3 28,9 30,0 24,8 26,8 24,7 29,3 26,4 22,3 28,0 30,9

Abr 33,2 32,8 34,3 26,7 26,9 27,1 30,4 27,3 24,5 30,6 33,3

May 33,4 33,6 34,1 26,8 25,0 26,7 30,2 26,4 24,4 30,2 33,3

Jun 32,6 33,0 33,4 19,7 19,6 25,7 29,6 23,2 19,9 29,6 32,4

Jul 28,2 28,9 25,6 13,1 11,7 19,6 23,4 17,6 14,7 26,1 28,3

Ago 19,5 17,6 15,6 6,2 4,4 9,3 12,7 9,2 7,6 17,9 17,9

Set 11,0 7,6 2,2 0,4 0,0 1,2 1,4 1,2 1,9 9,4 7,8

Oct 4,2 1,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,6 3,5

Nov 6,2 3,9 0,0 0,4 0,0 1,9 0,8 0,1 0,0 4,8 3,4

Dic 8,1 8,9 2,6 4,6 3,7 8,9 4,4 2,5 6,7 8,0 4,1

CUADRO N° 7.19

CAUDALES PROMEDIO DEL RIO SAN GABÁN (m3/s)

MESES 2000* 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Ene 48,1 104,2 55,0 81,8 96,3 40,3 93,7 73,1 69,6 63,3 113,6 51,3

Feb 70,0 79,5 91,6 82,2 81,9 101,7 39,0 67,4 68,6 74,2 90,0 74,2

Mar 48,3 103,5 97,6 79,2 37,8 62,6 52,0 71,1 73,7 65,3 64,2 132,8

Abr 24,4 46,2 44,4 86,6 28,4 30,9 50,5 40,1 24,7 31,0 44,5 68,4

May 13,7 19,8 19,5 22,4 17,1 14,2 15,8 17,7 14,4 14,9 16,0 21,4

Jun 9,7 11,6 11,6 11,2 12,3 9,3 10,8 11,1 9,6 10,1 11,0 12,5

Jul 9,0 10,1 10,3 9,1 8,2 7,0 7,4 8,2 7,0 7,2 9,1 8,2

Ago 7,8 11,5 7,8 7,3 5,9 6,6 6,9 6,4 6,5 6,0 8,3 7,2

Set 8,1 11,0 11,2 7,5 6,7 7,6 6,7 7,3 6,3 6,7 8,8 9,9

Oct 13,3 15,6 13,6 9,7 11,2 13,4 13,2 10,3 12,2 10,9 8,4 13,5

Nov 12,9 23,5 31,1 13,0 18,0 22,8 28,2 15,2 14,6 22,1 13,7 15,8

Dic 23,6 31,5 44,9 23,5 33,8 24,8 73,7 30,7 36,9 49,2 49,2 43,0

* caudales naturales en la estación Camatani

El volumen de los embalses es de 37,5 millones m3, la energía almacenada para este volumen útil equivale a 62,0 GW.h al ser generado por la central de San Gabán II.

Nota: Volumenes embalsados tomados de la ultima semana de cada mes

VOLUMEN EMBALSADOS EN LAS LAGUNAS DE SAN GABÁN

TRAYECTORIA - CAUDALES DEL RÍO SAN GABÁN2001 - 2011


0

1

10

100

01 - 07 ene 22 - 28 ene 05 - 11 feb 26 - 28 feb 12 - 18 mar 01 abr 16 - 22 abr 01 - 06 may 21 - 27 may 04 - 10 jun 25 - 30 jun

USD/ MW.h

Compensación al Estado (1) Valor del Agua Costo x Solid en Susp.(2)

GRÁFICO No 7.1 ACosto Variable de las Centrales Hidroeléctricas del SINAC

(enero - junio de 2011)

CUADRO N° 7.20COSTO VARIABLE DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

AÑO 2011

SEMANASEMANA VigenciaVigenciaTipo deCambio

S/. / US$

Tipo deCambio

S/. / US$

Valor delAgua

US$/MW.h

Valor delAgua

US$/MW.h

Compensaciónal Estado (1)US$/MW.h

Compensaciónal Estado (1)US$/MW.h

Costo x Soliden Susp. (2)US$/MW.h

Costo x Soliden Susp. (2)US$/MW.h

1 01 - 07 ene 2,773 0,0000 0,2885 0,1310 26 01 jul 2,738 12,2100 0,3430 0,0587

2 08 - 14 ene 2,773 0,0000 0,2885 0,5093 27 02 - 08 jul 2,738 9,5600 0,3430 0,0657

3 15 - 21 ene 2,773 0,0000 0,2885 0,4785 28 09 - 15 jul 2,738 9,7900 0,3430 0,0530

4 22 - 28 ene 2,773 0,0000 0,2885 0,0850 29 16 - 22 jul 2,738 9,7700 0,3430 0,0564

5 29 - 31 ene 2,773 0,0000 0,2885 0,1781 30 23 - 29 jul 2,738 10,4800 0,3430 0,0712

5 01 - 04 feb 2,775 0,0000 0,2883 0,2963 31 30 - 31 jul 2,738 11,0100 0,3430 0,0640

6 05 - 11 feb 2,775 0,0000 0,2883 0,3920 31 01 - 05 ago 2,727 9,7200 0,3444 0,0810

7 12 - 18 feb 2,775 0,0000 0,2883 0,3791 32 06 - 12 ago 2,727 9,6200 0,3444 0,0930

8 19 - 25 feb 2,775 0,0000 0,2883 0,0660 33 13 - 19 ago 2,727 10,5800 0,3444 0,0642

9 26 - 28 feb 2,775 0,0000 0,2883 0,0667 34 20 - 26 ago 2,727 10,4500 0,3444 0,0690

9 01 - 04 mar 2,805 0,0000 0,2852 0,0749 35 27 - 31 ago 2,727 10,8700 0,3444 0,0870

10 05 - 11 mar 2,805 0,0000 0,2852 0,2088 35 01 - 02 set 2,773 10,8700 0,3387 0,0765

11 12 - 18 mar 2,805 0,0000 0,2852 0,0733 36 03 - 09 set 2,773 10,0300 0,3387 0,0574

12 19 - 25 mar 2,805 0,0000 0,2852 0,1427 37 10 - 16 set 2,773 10,6000 0,3387 0,0765

13 26 - 31 mar 2,805 0,0000 0,2852 0,7439 38 17 - 23 set 2,773 10,5900 0,3387 0,0615

13 01 abr 2,821 0,0000 0,2985 0,7993 39 24 - 30 set 2,773 9,1400 0,3387 0,0550

14 02 - 08 abr 2,821 0,0000 0,2985 1,7787 40 01 - 07 oct 2,708 6,8100 0,3468 0,0501

15 09 - 15 abr 2,821 0,0000 0,2985 0,7174 41 08 - 14 oct 2,708 7,9600 0,3468 0,0793

16 16 - 22 abr 2,821 0,0000 0,2985 0,1263 42 15 - 21 oct 2,708 7,2800 0,3468 0,0461

17 23 - 29 abr 2,821 0,0000 0,2985 0,2835 43 22 - 28 oct 2,708 6,2900 0,3468 0,0808

18 30 abr 2,821 0,0000 0,2985 0,3162 44 29 - 31 oct 2,708 8,3400 0,3468 0,0717

18 01 - 06 may 2,767 0,0000 0,3392 0,2465 44 01 - 04 nov 2,700 8,3400 0,3478 0,0723

19 07 - 13 may 2,767 0,0000 0,3392 0,1336 45 05 - 11 nov 2,700 8,4200 0,3478 0,0827

20 14 - 20 may 2,767 0,0000 0,3392 0,0693 46 12 - 18 nov 2,700 6,2700 0,3478 0,3677

21 21 - 27 may 2,767 0,0000 0,3392 0,0628 47 19 - 25 nov 2,700 9,7900 0,3478 0,1622

22 28 - 31 may 2,767 0,0000 0,3392 0,0497 48 26 - 30 nov 2,700 6,5800 0,3478 0,0882

22 01 - 03 jun 2,75 0,0000 0,3415 0,0772 49 01 - 02 dic 2,700 6,5727 0,3478 0,0812

23 04 - 10 jun 2,75 0,0000 0,3415 0,0538 50 03 - 09 dic 2,700 6,0033 0,3478 0,1196

24 11 - 17 jun 2,75 0,0000 0,3415 0,0507 51 10 - 16 dic 2,700 11,3274 0,3478 0,9554

25 18 - 24 jun 2,75 0,0000 0,3415 0,0450 52 17 - 23 dic 2,700 0,0000 0,3478 0,5622

26 25 - 30 jun 2,75 12,2100 0,3415 0,0564 53 24 - 30 dic 2,700 0,0000 0,3478 0,3595

54 31 dic 2,700 0,0000 0,3478 0,2116

(1) Compensación al Estado por el uso de la energía y recursos naturales provenientes de las fuentes hidráulicas y geotérmicas.(2) Costo por Sólidos en suspensión aplicable solo a la C.H. Cañon del Pato.


16 723

18 57119 026

19 753 19 769

18 533

20 394 20 374

19 36320 028

21 213

23 195

637

822

1 204

673 679

457

878 746

565

998

930

996

15 000

16 000

17 000

18 000

19 000

20 000

21 000

22 000

23 000

24 000

25 000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Volumen Turbinado Anual Volumen útil embalsado


0

1

10

100

01 jul 16 - 22 jul 01 - 05 ago 20 - 26 ago 03 - 09 set 24 - 30 set 15 - 21 oct 01 - 04 nov 19 - 25 nov 03 - 09 dic 24 - 30 dic

USD/ MW.h

Compensación al Estado (1) Valor del Agua Costo x Solid en Susp.(2)

GRÁFICO No 7.1 BCosto Variable de las Centrales Hidroeléctricas del SINAC

(julio - diciembre de 2011)

GRÁFICO No 7.2RECURSO HÍDRICO TOTAL DEL SEIN

08 BALANCE DE ENERGÍA FIRME

08BA

LAN

CE D

E EN

ERG

ÍA F

IRM

E

Vista Nocturna de la Huaca PuccllanaLima

Crédito: Daniel Silva / PromPerú

Casa de Máquinas 1 - CELEPSAUbicación: Lima / Yauyos y Cañete



CUADRO N° 8.1AENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS DEL COES SINAC 2011

EMPRESA CENTRALPOTENCIAEFECTIVA

(MW)

ENERGÍA FIRME(GW.h)

SN POWER PERÚ Cahua 43,11 283,80

Pariac 4,95 33,61

Gallito Ciego 38,15 87,41

Misapuquio 3,87 18,85

San Antonio 0,58 4,78

San Ignacio 0,42 2,80

Huayllacho 0,19 0,70

Yaupi 110,21 755,24

Malpaso 48,02 147,11

Pachachaca 9,65 33,43

Oroya 9,48 40,32

Total 268,62 1 408,05

EDEGEL Huinco 247,34 493,55

Matucana 128,58 594,19

Callahuanca 80,43 451,24

Moyopampa 66,13 423,49

Huampaní 30,18 176,08

Total 552,65 2 138,55

CHINANGO Yanango 42,61 202,18

Chimay 150,90 803,81

Total 193,51 1 005,99

DUKE ENERGY EGENOR Cañon del Pato 263,49 1 372,83

Carhuaquero 95,11 419,41

Carhuaquero G4 9,98 14,41

Caña Brava 5,71 29,67

Total 374,29 1 836,32

ELECTROPERU Mantaro 670,66 4 166,49

Restitución 215,36 1 398,76

Total 886,02 5 565,25

SOCIEDAD MINERA CORONA Huanchor 19,63 116,49

Total 19,63 116,49

CELEPSA Platanal 217,38 754,89

Total 217,38 754,89

HIDROELECTRICA

STA CRUZ Sta.Cruz I 6,96 25,14

Sta. Cruz II 6,70 27,13

Total 13,66 52,27

EGASA Charcani I 1,73 12,80

Charcani II 0,60 5,16

Charcani III 4,58 37,71

Charcani IV 15,30 69,85

Charcani V 144,62 392,68

Charcani VI 8,95 39,08

Total 175,78 557,27

EGEMSA Machupicchu 88,80 684,56

Total 88,80 684,56

EGESUR Aricota I 22,50 62,75

Aricota II 12,40 36,37

Total 34,90 99,12

ENERSUR Yuncán 136,76 768,64

Total 136,76 768,64

SAN GABAN San Gabán II 113,10 733,59

Total 113,10 733,59

GEPSA La Joya 9,60 33,47

Total 9,60 33,47

SINERSA Poechos II 10,00 34,33

Total 10,00 34,33

MAJA Roncador 3,80 33,24

Total 3,80 33,24

TOTAL HIDRÁULICA 15 822,02

El cálculo y balance de energía fi rme, para las unidades generadoras del COES (hidroeléctricas y termoeléctricas), se realizó de acuerdo a lo establecido por el Procedimiento N°13 y a las disposiciones legales vigentes considerando la situación al 31 de diciembre de 2011. Para el cálculo de la energía fi rme de las centrales hidroeléctricas se ha tenido en cuenta las características propias de cada cuenca y su hidro-logía. La energía resultante para dicho cálculo fue 15 822,0 GW.h.

El cálculo de la energía fi rme de las centrales termoeléctricas fue efectuado considerando las potencias efectivas afectado por el factor de indisponibili-dad. La energía resultante para dicho cálculo fue de 26 380,1 GW.h.

El total de la energía fi rme para las centrales del COES fue 42 202,1 GW.h, cuyo detalle por empresas y su comparación con la previsión de demanda de energía para el año 2011 se muestran en los Cuadros N° 8.1A y B y N° 8.2.

08 BALANCE DE ENERGÍA FIRME 85

CUADRO N° 8.1BENERGÍA FIRME DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DEL COES SINAC AÑO 2011

EMPRESA CENTRALPOTENCIAEFECTIVA

(MW)

ENERGÍA FIRME(GW.h)

TERMOSELVA Aguaytia 175,41 1 521,65

Total 175,41 1 521,65

EDEGEL Santa Rosa 429,39 3 503,91

Ventanilla 492,75 3 870,63

Total 922,13 7 374,54

EEPSA Malacas 132,80 1 096,08

Total 132,80 1 096,08

DUKE ENERGY EGENOR Chiclayo Oeste 19,58 150,77

Piura 27,85 219,25

Chimbote 19,32 131,66

Las Flores 198,44 1 671,41

Total 265,20 2 173,09

ELECTROPERU Tumbes 16,13 118,94

Yarinacocha 24,52 139,89

Generación Adicional 120,00 507,55

Total 160,66 766,38

SHOUGESA San Nicolás 62,96 487,16

Total 62,96 487,16

EGASA Chilina 42,91 355,45

Mollendo 30,28 247,99

Pisco 73,20 569,70

Total 146,40 1 173,14

EGESUR Independencia 22,93 192,67

Total 22,93 192,67

ENERSUR Ilo 1 206,47 1 758,24

Ilo 2 141,87 1 188,28

Chilca 535,94 3 996,31

Total 884,28 6 942,83

SAN GABAN Bellavista 3,51 15,14

Taparachi 4,26 37,71

Total 7,77 52,85

KALLPA GENERACION Kallpa 565,77 4 238,15

Total 565,77 4 238,15

SDF ENERGIA Oquendo 29,38 231,32

Total 29,38 231,32

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA Paramonga 20,00 107,60

Total 20,00 107,60

ESCOSAC La Gringa 1 2,85 22,64

Total 2,85 22,64

TOTAL TÉRMICA 26 380,12

TOTAL HIDRÁULICA + TÉRMICA 42 202,14

CUADRO N° 8.2BALANCE DE ENERGÍA FIRME POR EMPRESAS GENERADORAS

DEL COES SINAC AÑO 2011

EMPRESAENERGÍA(GW.h)

VENTAS (1)(GW.h)

BALANCE(GW.h)

(1) Incluye pérdidas de transmisión

TERMOSELVA 1 521,65 1 171,86 349,79

EDEGEL 9 513,09 7 676,45 1 836,64

EEPSA 1 096,08 816,20 279,88

SN POWER PERU 1 408,05 933,78 474,27

DUKE ENERGY EGENOR 4 009,41 1 879,74 2 129,68

ELECTROPERU 6 331,63 4 247,78 2 083,85

SHOUGESA 487,16 400,76 86,39

SOCIEDAD MINERA CORONA 116,49 116,49 0,00

EGASA 1 730,41 971,59 758,83

EGEMSA 684,56 684,56 0,00

EGESUR 291,79 260,10 31,69

ENERSUR 7 711,48 6 006,18 1 705,29

SAN GABAN 786,44 384,44 402,00

KALLPA GENERACION 4 238,15 4 142,19 95,96

HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 52,27 0,00 52,27

SDF ENERGIA 231,32 149,28 82,04

CHINANGO 1 005,99 848,37 157,62

GEPSA 33,47 0,00 33,47

CELEPSA 754,89 754,89 0,00

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 107,60 0,00 107,60

MAJA ENERGIA S.A.C. 33,24 0,00 33,24

SINERSA 34,33 0,00 34,33

ESCOSAC 22,64 22,64 0,00

TOTAL 42 202,14 31 467,29 10 734,85

Nota:Se consideró la potencia efectiva de los generadores a octubre del 2011 (Informe Valorización de Transferencias de Potencia del mes de octubre 2011)

09 ESTADÍSTICA DE FALLAS Y FACTORES DE INDISPONIBILIDAD

09ES

TADÍ

STIC

A DE

FAL

LAS

Y FA

CTO

RES

DE IN

DISP

ON

IBIL

IDAD

Centro Arqueológico de Machupicchu, Terraza del Sector AgrícolaCusco


Sub Estación Puno - REDESURUbicación: Puno

Nivel de Tensión: 220 kV.


CUADRO N° 9.1ESTADÍSTICA DE FALLAS POR ÁREAS Y TIPO DE EQUIPOS DEL COES 2011

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

ÁREA EMPRESA EQUIPO UBICACIÓNCAUSA

FEC FNA EXT OTR FNI FEP FHU TOTAL

NORTE ABENGOA TRANSMISION NORTE L-2264 220 PARAGSHA II - CONOCOCHA 1 1 3 5 L-2269 220 CONOCOCHA - KIMAN AYLLU 1 1 L-2270 220 CONOCOCHA - KIMAN AYLLU 1 1 L-2272 220 KIMAN AYLLU - CAJAMARCA NORTE 1 1 2 CONENHUA L-2260 220 TRUJILLO NORTE - CAJAMARCA NORTE 1 1 EDEGEL L-2014 220 CAJAMARQUILLA - CHAVARRIA 1 1 EGENOR L-2240 220 CARHUAQUERO - CHICLAYO OESTE 1 1 L-1103 138 CHIMBOTE 1 - HUALLANCA 1 1 2 L-1104 138 CHIMBOTE 1 - HUALLANCA 1 1 2 L-1105 138 CHIMBOTE 1 - HUALLANCA 1 2 1 4 L-1106 138 CHIMBOTE 1 - CHIMBOTE 2 1 1 ELECTRO NOR OESTE L-33kV 33 NCT TUMBES - CABEZA DE VACA 1 1 L-6654 60 PIURA OESTE - PAITA 1 1 3 5 L-6658 60 PIURA OESTE - LA UNIÓN 1 2 2 5 L-6662B 60 EL ARENAL - LA HUACA 1 1 L-6698 60 PIURA OESTE - SULLANA 4 4 ELECTROPERU L-6664 60 ZORRITOS - MÁNCORA 2 2 ETESELVA L-2278 220 PARAMONGA N. - CONOCOCHA 1 1 HIDRANDINA L-1112 138 CHIMBOTE SUR - NEPEÑA 1 1 L-1115 138 TRUJILLO NORTE - MOTIL 1 1 2 L-1116 138 CHIMBOTE 2 - SANTA 1 1 2 L-1117 138 TRUJILLO NORTE - PORVENIR 1 1 L-1118 138 TRUJILLO NORTE - SANTIAGO DE CAO 1 1 1 3 L-1131 138 HUALLANCA - KIMAN AYLLU 1 1 L-1132 138 HUALLANCA - SIHUAS 2 1 3 L-1139 138 TRUJILLO NORTE - TRUJILLO NOROESTE 1 1 L-6045 60 CAJAMARCA - GALLITO CIEGO 4 1 5 L-6050 60 CAJABAMBA - LA MORENA 2 2 L-6653 60 GUADALUPE - PACASMAYO PUEBLO 1 12 5 18 L-6681 60 HUARAZ - TICAPAMPA 1 1 L-6682 60 HUALLANCA - LA PAMPA 3 3 L-6683 60 LA PAMPA - PALLASCA 1 1 L-6684 60 CARAZ - HUARAZ 4 1 1 6 L-6690 60 CARAZ - SANTA CRUZ 1 1 2 L-3350 34,5 GUADALUPE 1 - GUADALUPE 2 2 2 L-6655 66 PARAMONGA N. - 09 DE OCTUBRE 1 5 2 8 L-6671 66 09 DE OCTUBRE - HUARMEY 1 1 MINERA HORIZONTE L-1134 138 TAYABAMBA - LLACUABAMBA 1 6 7 NOR PERUANA L-2263 220 CAJAMARCA NORTE - CERRO CORONA 1 1 RED DE ENERGIA DEL PERÚ L-2215 220 PARAMONGA N. - CHIMBOTE 1 1 1 L-2232 220 TRUJILLO NORTE - CHIMBOTE 1 1 2 1 4 L-2234 220 GUADALUPE - TRUJILLO NORTE 1 1 L-2236 220 CHICLAYO OESTE - GUADALUPE 1 1 1 3 L-2238 220 CHICLAYO OESTE - PIURA OESTE 5 5 L-2239 220 LA NIÑA - PIURA OESTE 1 1 L-2241 220 LA NIÑA - PIURA OESTE 1 1 L-2248 220 PIURA OESTE - TALARA 1 1 L-2249 220 TALARA - ZORRITOS 1 1 L-2280 220 ZORRITOS - MACHALA 2 2 SINERSA L-6668 60 POECHOS - SULLANA 1 2 3

CENTRO CEMENTO ANDINO L-1706 138 CARIPA - CONDORCOCHA 2 2

L-6725 72,5 CONDORCOCHA - CARPAPATA 1 1 CONENHUA L-6643 60 HUANCAVELICA - INGENIO 4 4 EDEGEL L-2002 220 HUINCO - SANTA ROSA N. 1 1 EDELNOR L-685 66 HUACHO - HUALMAY 2 1 3 L-694 66 PARAMONGA N. - DERIV.T a S 1 3 4 EGASA L-6608 60 INDEPENDENCIA - CT PISCO 1 1 ELECTRO DUNAS L-630/2 60 NAZCA - PUQUIO 2 2 L-6603 60 INDEPENDENCIA - PUEBLO NUEVO 1 1 L-6604 60 INDEPENDENCIA - PUEBLO NUEVO 1 1 L-6605 60 INDEPENDENCIA - PISCO 3 3 L-6623 60 ICA - ICA NORTE 1 1 L-6630 60 MARCONA - NAZCA 1 1 ELECTRO ORIENTE L-1016 138 TOCACHE - BELLAVISTA 9 5 2 7 23 L-1017 138 BELLAVISTA - TARAPOTO 2 2 L-1018 138 TARAPOTO - MOYOBAMBA 2 1 3 L-6092 60 RIOJA - NUEVA CAJAMARCA 1 1 ELECTRO UCAYALI L-6673 60 YARINA - CIUD. PUCALLPA 1 1 L-6674 60 PUCALLPA - YARINA 1 2 3 ENERSUR L-2266 220 CARHUAMAYO - SANTA ISABEL 1 1 ETESELVA L-2251 220 AGUAYTÍA - TINGO MARÍA 6 2 8 L-2252 220 TINGO MARÍA - VIZCARRA 1 3 5 9 L-2253 220 CONOCOCHA - VIZCARRA 1 1 2 ISA PERU L-2259 220 CARHUAMAYO - OROYA NUEVA 1 1 LUZ DEL SUR L-624 60 LAS PRADERAS - LURÍN T SAN BARTOLO 1 1 L-639 60 CHILCA - SAN BARTOLO 1 1 L-640 60 CHILCA - BUJAMA 1 1 L-641 60 HUACHIPA - LA PLANICIE 1 1 L-645 60 SAN JUAN - ATOCONGO 1 1 L-657 60 SANTA ROSA A. - HUACHIPA 1 1

Las fallas o desconexiones forzadas consideradas en la presente estadística se han clasifi cado de acuerdo a las siguientes causas: falla del sistema de protección (FEC), fenómenos ambientales o naturales (FNA), falla externa (EXT), Otras causas distintas a las anteriores (OTR), fallas cuya causa no fue identifi cada (FNI), falla en los equipos (FEP) y falla humana (FHU).El Cuadro Nº 9.1 presenta datos de eventos clasifi cados por empresa, tipos de equipo de transmisión y por áreas según tipo de causas de

fallas. La estadística de fallas o desconexiones forzadas del año 2011 registraron el total de 766 eventos, lo cual representa un incremento de 40,55% con respecto al año 2010.

TENSIÓN KV

09 ESTADÍSTICA DE FALLAS Y FACTORES DE INDISPONIBILIDAD 89

ÁREA EMPRESA EQUIPO UBICACIÓNCAUSA


MINERA ANTAMINA L-2255 220 VIZCARRA - ANTAMINA 2 2 RED DE ENERGIA DEL PERÚ L-2091 220 CHILCA - DESIERTO 1 1 L-2093 220 SAN JUAN - CHILCA 4 1 5 L-2107 220 CARABAYLLO - ZAPALLAL 1 1 L-2202 220 CAMPO ARMIÑO - POMACOCHA 1 1 L-2203 220 CAMPO ARMIÑO - INDEPENDENCIA 3 3 L-2205 220 POMACOCHA - SAN JUAN 2 2 L-2208 220 INDEPENDENCIA - DESIERTO 1 1 2 L-2212 220 ZAPALLAL - HUACHO 2 2 L-2218 220 CAMPO ARMIÑO - PACHACHACA 1 1 L-2219 220 CAMPO ARMIÑO - PACHACHACA 1 1 L-2221 220 HUAYUCACHI - ZAPALLAL 2 2 L-2222 220 PACHACHACA - CALLAHUANCA (REP) 1 1 L-2223 220 PACHACHACA - CALLAHUANCA (REP) 1 1 L-2231 220 HUANCAVELICA - INDEPENDENCIA 1 1 2 L-2244 220 CHAVARRÍA - VENTANILLA 1 1 L-1120 138 PARAGSHA II - HUÁNUCO 2 1 3 L-1121 138 HUÁNUCO - TINGO MARÍA 2 2 L-1124 138 AUCAYACU - TOCACHE 3 1 8 12 L-6627 60 MARCONA - SAN NICOLÁS 1 1 L-6628 60 MARCONA - SAN NICOLÁS 1 1 SEAL L-6672 60 MARCONA - BELLA UNIÓN 1 4 5 SN POWER L-2265 220 CARHUAMAYO - SANTA ISABEL 1 1 L-1033 138 1 1 L-1101 138 PARAMONGA N. - PARAMONGA E. 1 1 2 L-1102 138 PARAMONGA E. - CAHUA 1 1 2 L-528A 50 PACHACHACA - ALPAMINA 1 1 L-6501 50 MALPASO - JUNÍN - CARHUAMAYO 1 1 L-6502 50 MALPASO - CARHUAMAYO 1 1 L-6514 50 CARHUAMAYO - HUARÓN 2 3 5 L-6515 50 CARHUAMAYO - SHELBY 1 1 L-6524 50 PARAGSHA I - GOYLLAR 1 1 L-6528 50 PACHACHACA - MOROCOCHA 1 1 2 L-6529 50 PACHACHACA - MOROCOCHA 1 1 L-6530 50 PACHACHACA - MOROCOCHA 1 1 2 L-6533 50 MOROCOCHA - CARLOS FRANCISCO 4 2 6 L-6535 50 CASAPALCA NORTE - SAN MATEO 1 1 2 L-6538 50 PACHACHACA - OROYA NUEVA 1 1 L-6601 50 OROYA NUEVA - YAURICOCHA 1 1 TRANSMANTARO L-2104 220 CHILCA - PLANICIE 1 1

SUR CONENHUA L-1040 138 CALLALLI - ARES 5 1 6 L-6017 66 ARES - HUANCARAMA 3 3 EGASA L-3000 33 CHARCANI VI - CONVERTIDOR 1 1 L-3002 33 CHILINA - CONVERTIDOR 1 1 1 3 L-3004 33 YURA - CHILINA 1 1 ELECTRO PUNO L-6021 60 AZÁNGARO - ANTAUTA 9 2 11 L-6024 60 AZÁNGARO - PUTINA 17 7 24 L-6027 60 PUNO - POMATA - ILAVE 1 17 1 4 23 ELECTRO SUR ESTE L-1014 138 SAN GABÁN II - MAZUCO 6 1 7 L-1015 138 MAZUKO - PTO MALDONADO 4 1 1 6 L-6001 66 COMBAPATA - SICUANI 1 8 2 11 L-6002 60 MACHUPICCHU - SANTA MARIA - URPIPATA 1 5 6 L-632 60 MACHUPICCHU - QUILLABAMBA 1 1 ENERSUR L-1385 138 ILO 1 - MILLSITE 3 1 4 L-1386/1 138 BOTIFLACA - PUSH BACK 1 1 MINERA ARES L-6015 66 CALLALLI - CAYLLOMA 30 30 L-6016 66 CAYLLOMA - ARES 1 1 L-6018 66 ARES - ARCATA 2 2 MINERA ARUNTANI L-6007 60 PUNO - TUCARI 21 6 27 MINERA CERRO VERDE L-1028 138 CERRO VERDE - CYPRUS 1 1 MINERA CERRO VERDE L-2061 220 SOCABAYA - CERRO VERDE 2 2 RED DE ENERGIA DEL PERU L-1005 138 QUENCORO - TINTAYA 2 1 2 5 L-1006 138 AZÁNGARO - TINTAYA 5 1 6 L-1008 138 TINTAYA - CALLALLI 15 15 L-1011 138 AZÁNGARO - JULIACA 2 2 L-1020 138 CALLALLI - SANTUARIO 3 2 5 SAN GABÁN L-1009 138 AZÁNGARO - SAN RAFAEL 3 1 4 L-1010 138 AZÁNGARO - SAN GABÁN II 4 4 L-1013 138 SAN GABÁN II - SAN RAFAEL 4 1 5 SEAL L-3060 33 CHILINA - PQUE INDUSTRIAL_AREQUIPA 1 1 2 L-3070 33 SOCABAYA - PAUCARPATA 2 2 L-3072 33 PARQUE INDUSTRIAL - PAUCARPATA 1 1 L-3100 33 CHILINA - JESÚS 1 1 2 L-3101 33 CHILINA - JESÚS 1 1 2 SN POWER L-33kV 33 ARCATA - MISAPUQUIO 1 1 TRANSMANTARO L-2051 220 MANTARO - COTARUSE 1 1 L-2052 220 MANTARO - COTARUSE 1 1 L-2053 220 COTARUSE - SOCABAYA 7 7 L-2054 220 COTARUSE - SOCABAYA 4 2 6

TOTAL FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 28 262 25 61 158 7 4 545

TENSIÓN KV


TRANSFORMADORES

ÁREA EMPRESA UBICACIÓN EQUIPOCAUSA


NORTE EGENOR CHIMBOTE 1 T30-211 1 1

HUALLANCA TR-20MVA 138/66 1 1

HIDRANDINA SANTIAGO DE CAO T-138/34.5/13.8 3 3

TRAPECIO TPA007 1 1

CHIMBOTE 2 TR2 1

RED DE ENERGIA DEL PERÚ GUADALUPE T13-261 1 1

PIURA OESTE T15-261 1 1

GUADALUPE T17-261 1 1

TRUJILLO NORTE T29-121 1 1


PIURA OESTE T32-261 1 1


CENTRO ELECTRO DUNAS NAZCA TR 60/10 1 1

SANTA MARGARITA TR 60/22.9/10 1 1

ICA-NORTE TR1 60/10 1 1

ELECTRO ORIENTE TARAPOTO TP-1301 1 1 2

BELLAVISTA TP-1311 1 1 2

ELECTRO UCAYALI PUCALLPA TR-1 60/10 kV 1 1

ETESELVA TINGO MARÍA TR-1 1 1

LUZ DEL SUR CHILCA T-85MVA 1 1

RED DE ENERGIA DEL PERÚ SAN NICOLÁS T23-61 1 1

HUÁNUCO T26-11 1 1

TOCACHE T35-121 1 1

HUÁNUCO T57-121 1 2 3

ICA T59-261 1 1

AUCAYACU T65-11 1 1 1 3

TOCACHE T66-121 1 1

TINGO MARÍA T69-11 1 5 2 8

SUR SN POWER PARAGSHA 1 TR1 138/50/12 1 1

ELECTRO SUR ESTE ABANCAY T 138/60/13,2kV 1 1

RED DE ENERGIA DEL PERÚ JULIACA T63-121 1 1 2

PUNO T68-161 2 2

AZÁNGARO T79-121 2 2

SEAL CALLALLI T91-162 1 1 2 4

MAJES T95-161 1 1

EGASA CHILINA T31-31 1 1

CHILINA T70-9 1 1 2

TOTAL FALLAS EN TRANSFORMADORES 8 3 6 6 30 5 1 59

Fuente: Represa Capillucas - Platanal / Empresa: Celepsa


UNIDADES DE GENERACIÓN



NORTE EGENOR C.H. CAÑÓN DEL PATO G2 3 3

C.H. CAÑÓN DEL PATO G3 1 1

C.H. CAÑÓN DEL PATO G4 2 2

C.H. CARHUAQUERO G1 7 4 11

C.H. CARHUAQUERO G3 1 1

C.H. CARHUAQUERO G4 1 3 4

C.T. CHIMBOTE TG1 2 2

C.T. CHIMBOTE TG3 1 1

C.T. PIURA TG TGPIU 4 2 6

SINERSA C.H. POECHOS II G1 1 1

SN POWER C.H. GALLITO CIEGO G1 1 1 2

C.H. GALLITO CIEGO G2 1 1

CENTRO EDEGEL C.H. HUINCO G2 1 1 2

C.H. HUINCO G3 1 1 2

C.H. HUINCO G4 1 1

C.T. SANTA ROSA TG8 1 1

C.T. VENTANILLA TG4 1 1

C.T. VENTANILLA TV 6 6

EGASA C.T. PISCO TG1 16 2 18

C.T. PISCO TG2 1 1

ELECTROPERÚ C.H. MANTARO G1 4 4

C.H. MANTARO G2 1 1

C.H. MANTARO G4 2 2

C.H. MANTARO G5 2 2

C.H. RESTITUCIÓN G1 2 2



ENERSUR C.H. YUNCÁN G1 1 1

C.H. YUNCÁN G2 1 1 1 3

C.T. ILO 1 GCAT 1 1

C.T. ILO 2 TV21 1 1 1 3

MINERA CORONA C.H. HUANCHOR G2 2 2

SN POWER C.H. YAUPI G1 2 1 3

C.H. CAHUA G1 3 3

C.H. CAHUA G2 2 2

C.H. YAUPI G2 1 1 2

C.H. YAUPI G4 1 1 2

SUR EGASA C.H. CHARCANI V G1 5 1 6

C.H. CHARCANI V G2 7 10 17

C.H. CHARCANI V G3 3 5 8

C.H. CHILINA V TV3 3 3

SAN GABÁN C.H. SAN GABÁN II G1 2 1 2 5

C.H. SAN GABÁN II G2 1 1 2

SN POWER C.H. SAN IGNACIO G1 2 2

TOTAL FALLAS EN UNIDADES DE GENERACIÓN 86 0 1 3 53 0 2 145

EQUIPOS DE COMPENSACIÓN



NORTE ABENGOA TRANSMISION NORTE CAJAMARCA NORTE SVC -60/120 MVAR 2 2

NOR PERUANA TRUJILLO NORTE BC-15 MVAR 4 4

RED DE ENERGIA DEL PERÚ CHICLAYO OESTE SVC-+30MVAR 1 1 2

CENTRO EDELNOR CHAVARRÍA SVC-20 MVAR 1 1

LUZ DEL SUR BALNEARIOS SVC -30/+60 MVAR 1 1

RED DE ENERGIA DEL PERÚ SANTA ROSA NUEVA B-16 20 MVAR 3 3

SANTA ROSA NUEVA B-17 -20 MVAR 1 1

CHAVARRÍA BC-18 20 MVAR 1 1

SUR RED DE ENERGIA DEL PERÚ TINTAYA SVC -+15 MVAR 2 2

TOTAL FALLAS EN EQUIPOS DE COMPENSACIÓN 4 0 1 1 11 0 0 17


RESÚMEN DE ESTADÍSTICA DE FALLAS 2011

CAUSAÁREATIPO DE EQUIPO TOTAL

FEC FNA EXT OTR FNI FEP FHU

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN NORTE 7 22 16 36 48 4 1 134

CENTRO 12 63 7 18 65 1 3 169

SUR 9 177 2 7 45 2 0 242

TOTAL LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 28 262 25 61 158 7 4 545



TRANSFORMADORES NORTE 2 0 2 0 8 1 1 14

CENTRO 4 1 1 3 16 4 0 29

SUR 2 2 3 3 6 0 0 16

TOTALTRANSFORMADORES 8 3 6 6 30 5 1 59



UNIDADES DE GENERACIÓN NORTE 25 0 0 0 10 0 0 35

CENTRO 43 0 0 2 20 0 2 67

SUR 18 0 1 1 23 0 0 43

TOTAL UNIDADES DE GENERACIÓN 86 0 1 3 53 0 2 145



EQUIPOS DE COMPENSACIÓN NORTE 2 0 0 1 5 0 0 8

CENTRO 0 0 1 0 6 0 0 7

SUR 2 0 0 0 0 0 0 2

TOTAL EQUIPOS DE COMPENSACIÓN 4 0 1 1 11 0 0 17

TOTAL ESTADÍSTICA DE FALLAS 2011 126 265 33 71 252 12 7 766

TIPO DE CAUSA:

FNA: FENÓMENOS AMBIENTALES O NATURALES FEC: FALLAS DE EQUIPOS EXT: FALLA EXTERNA OTR: OTRAS CAUSAS DISNTINTAS A LAS ANTERIORES FNI: FALLAS CUYA CAUSA NO FUE IDENTIFICADA FEP: FALLA DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN FHU: FALLA HUMANA

ÁREA kV FEC FNA EXT OTR FNI FEP FHU TOTAL

CUADRO N° 9.2

ESTADÍSTICA DE FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR ÁREAS Y NIVELES DE TENSIÓN DEL COES 2011

NORTE 138 3 2 7 6 12 30

220 4 7 3 1 14 4 1 34

< 60 13 6 29 22 70

Total 7 22 16 36 48 4 1 134

CENTRO 138 19 5 3 23 2 52

220 5 26 1 18 1 1 52

< 60 7 18 2 14 24 65

Total 12 63 7 18 65 1 3 169

SUR 138 55 1 3 11 1 71

220 2 12 3 17

< 60 7 110 1 4 31 1 0 154

Total 9 177 2 7 45 2 242

Total General 28 262 25 61 158 7 4 545

En el Cuadro N° 9.2 muestra la estadística de fallas en Líneas de Transmisión desagregadas por áreas y niveles de tensión según tipo de causa de fallas ocurridas en el año 2011. En los Gráfi cos N° 9.1 y N° 9.2 muestra el número de fallas por áreas y tipos de causa en líneas de transmisión de 220 kV y 138 kV. En el Gráfi co N° 9.3 se observa el número de fallas por áreas y según tipo de equipos.


134

169

242

35

67

43

14

29

16

8

7

2

0

50

100

150

200

250

300

350

NORTE CENTRO SUR

N° de Fallas

EQUIPOS DE COMPENSACIÓN

TRANSFORMADORES

UNIDADES DE GENERACIÓN


0

10

20

30

40

50

60

70

80

NORTE CENTRO SUR

N° de Fallas

FHU

FEP

FNI

OTR

EXT

FNA

FEC

0

10

20

30

40

50

60

NORTE CENTRO SUR

N° de Fallas

FHU

FEP

FNI

OTR

EXT

FNA

FEC

GRÁFICO N° 9.1

NÚMERO DE FALLAS POR ÁREAS Y TIPO DE CAUSA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 220 kV EN EL COES 2011

GRÁFICO N° 9.2

NÚMERO DE FALLAS POR ÁREAS Y TIPO DE CAUSA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV EN EL COES 2011

GRÁFICO N° 9.3

NÚMERO DE FALLAS POR ÁREAS Y SEGÚN TIPO DE EQUIPOS EN EL COES 2011


EMPRESA CENTRAL UNIDADIndisponibilidad

Fortuita(%)

Indisponibilidad Programada

Mensual Anual

TERMOSELVA Aguaytía TG 1 0,26% 2,88% 0,41%

TG 2 0,24% 4,80% 0,17% EDEGEL Santa Rosa UTI-5 0,21% 7,25% 12,49% UTI-6 0,97% 8,70% 2,68% WTG-7 0,58% 4,50% 1,09% Ventanilla TG-3 0,00% 5,57% 0,00% TG-4 0,00% 5,57% 0,00% TG-8 1,70% 6,17% 6,66% Ventanilla TG-3 TG4 C.Comb 0,45% 8,66% 2,72%

EEPSA Malacas TG-1 0,84% 14,54% 42,08% TG-2 0,31% 20,57% 66,67% TG-4 0,05% 2,42% 1,64%

EGENOR Chiclayo Oeste SULZER 1 14,12% 15,63% 29,51% SULZER 2 5,33% 28,48% 46,42% GMT 3 2,99% 36,56% 100,00% GMT 1 0,43% 46,31% 100,00% GMT 2 13,39% 8,54% 21,53% Piura GMT 1 12,18% 10,95% 54,46% GMT 2 12,80% 27,68% 49,39% MIRLEES 1 19,30% 21,79% 34,91% MIRLEES 4 19,20% 11,17% 56,78% TG 4,16% 6,27% 0,00% Chimbote TG 3 1,62% 10,44% 47,41% Las Flores TG1 1,18% 5,30% 1,09%

SHOUGESA San Nicolás TV-1 1,29% 14,03% 0,00% TV-2 0,93% 33,57% 18,81% TV-3 2,21% 13,86% 0,00% Cummins 0,22% 14,79% 1,64%

ELECTROPERU Tumbes Nueva Mak 1 10,82% 40,47% 24,96% Mak 2 3,52% 22,51% 100,00% Emergencia 0,13% 1,66% 0,36%

EGASA Mollendo Mirless 1 1,49% 24,77% 100,00% Mirless 2 3,16% 45,63% 100,00% Mirless 3 2,71% 27,36% 100,00% Pisco TG1 3,38% 5,74% 2,46% TG2 1,69% 5,50% 0,00% Chilina TV 2 5,70% 14,61% 15,30% TV 3 3,99% 15,38% 1,09% Ciclo Comb. 3,30% 8,98% 0,00% Sulzer 1 3,89% 39,50% 1,30% Sulzer 2 3,35% 19,32% 0,80%

SAN GABAN Bellavista Man 1 0,01% 40,09% 100,00% Alco 3,54% 11,07% 99,45% Taparachi Skoda 1 2,70% 0,05% 0,00% Man 1 3,13% 4,41% 42,08% Man 3 2,88% 1,45% 0,00% Man 4 5,25% 1,34% 3,83% EGESUR Independencia Wartsila 1 1,96% 5,57% 0,72% Wartsila 2 3,26% 5,83% 3,29% Wartsila 3 2,08% 5,66% 1,58% Wartsila 4 2,38% 5,86% 3,60% ENERSUR Ilo 1 TV 2 1,15% 12,03% 1,09% TV 3 0,48% 6,20% 2,73% TV 4 0,34% 8,72% 9,29% TG 1 0,10% 2,63% 0,03% TG 2 0,89% 1,98% 1,09% Catkato 0,76% 9,37% 0,00% Ilo 2 TV1 0,22% 0,12% 0,00% Chilca TG1 0,41% 8,33% 14,71% TG2 1,55% 9,38% 20,21% TG3 2,46% 7,73% 23,32% KALLPA Kallpa TG1 0,46% 5,15% 8,96% TG2 0,28% 6,02% 2,19% TG3 1,85% 5,57% 0,55%

SDF ENERGÍA Oquendo TG1 1,99% 11,74% 63,84% AGRO IND. PARAMONGA Paramonga TV1 1,61% 11,55% 14,98% PETRAMAS S.A.C. Huaycoloro TG 1,90% 2,05% 2,10%

HIFP : Número de horas de indisponibilidad fortuita durante las horas punta del periodo estadístico

CUADRO N° 9.3FACTORES DE INDISPONIBILIDAD - A DICIEMBRE 2011

El cálculo de la indisponibilidad de las unidades generadoras se realiza según el Procedimiento N°25 vigente, derivado de la aplicación del D.S. N°004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999. El Ministerio de Energía y Minas aprobó dicho procedimiento que establece los criterios y la metodología para el cálculo de las indisponibilidades de las unidades de generación mediante Resolución Ministerial N°322-2001-EM/VME publicada el 20 de julio de 2001 y sus modifi catorias con Resolución Ministerial N° 441-2002-EM/DM del 25 de setiembre del 2002 y Resolución Ministerial N° 009-2009-

MEM/DM del 13 de enero de 2009.

En el Cuadro N° 9.1 se presentan los factores de indisponibilidad a diciembre de 2011 en las horas de Punta del Sistema que considera los eventos fortuitos y programados con carácter mensual y anual.

Factores de Indisponibilidad

09 ESTADÍSTICA DE FALLAS Y FACTORES DE INDISPONIBILIDAD 95Fuente: Central Hidroeléctrica Mantaro / Empresa: Electroperú

10 ÍNDICES DE LOS MANTENIMIENTOS EJECUTADOS Y PROGRAMADOS DEL COES

10ÍN

DICE

S DE

LO

S M

ANTE

NIM

IEN

TOS

EJEC

UTAD

OS

Y PR

OG

RAM

ADO

S DE

L CO

ES

Plaza de Armas de la Ciudad de Arequipa Arequipa

Crédito: Renzo Tasso / PromPerú

Molino de Proceso de Minerales - Cerro VerdeUbicación: Arequipa / Uchumayo


Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre DiciembreICPMo 47,89% 32,18% 46,04% 48,63% 45,66% 51,84% 45,87% 49,71% 46,11% 44,35% 55,94% 54,65%

ICPMd 36,33% 25,55% 41,99% 47,68% 43,99% 53,62% 47,91% 51,69% 47,34% 43,22% 59,89% 58,76%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

ICPMoPromedio año 2011 = 47,41%ICPMdPromedio año 2011 = 46,50%

40,87%

30,81% 31,17%

36,44%

47,09%

38,95%

27,33%

40,89%

33,24%

40,50%

44,15%

36,82%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%


73,66%

65,78%

59,44%

64,03%

54,37%

71,21%

52,62%

60,75%63,27% 62,78%

67,38%

61,81%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%


GRÁFICO N° 10.1EVOLUCIÓN DEL INDICADOR DEL CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE

MANTENIMIENTO MENSUAL (ICPM) PARA LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN 2011

GRÁFICO N° 10.3INDICADOR DEL CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MENSUAL

PARA LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN (ICPM)

GRÁFICO N° 10.2EVOLUCIÓN DEL INDICADOR DE INTERVENCIONES EJECUTADAS PROGRAMADAS

MENSUALES (IIEP) PARA LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN

En el Gráfi co N° 10.1 se muestra la evolución del indicador del cumplimiento del programa de mantenimiento mensual para los equipos de generación observándose un creciente cumplimiento por parte del COES respecto a los indicadores de supervisión fi jados por el organismo supervisor. El promedio anual de dicho indicador fue 63,09%.

En el Gráfi co N° 10.3.- Para el caso de transmisión, el promedio anual del índice de cumplimiento del programa mensual por ocurrencias (ICPMo) fue del 47,41%, lo que signifi ca que el 47,41% de los trabajos de mantenimiento previstos en el programa mensual se ejecutaron siguiendo el mismo. Asimismo, el promedio del índice de cumplimiento del programa mensual por duración (ICPMd) fue del 46,50%, lo que signifi ca que el 46,50% del total de horas de mantenimientos efectuados durante el mes fueron cumplidos de acuerdo a la duración de los mismos previsto en el programa mensual de mantenimiento.

En el Gráfi co N° 10.2 muestra la evolución del indicador de intervenciones ejecutadas programadas mensuales para los equipos de generación observándose un mejor cumplimiento y desempeño por parte del COES respecto a los indicadores de supervisión fi jados en el Procedimiento Resolución OSINERG N° 399-2006-OS/CD y su modifi catoria mediante Resolución N° 034-2009-OS/CD. En el año 2011 el indicador IIEP tuvo un valor promedio de 37,35%.

El presente capítulo permite conocer el grado de cumplimiento mensualizado del programa de mantenimiento mensual y el desempeño del COES, en lo que respecta a trabajos de mantenimiento en equipos fuera de servicio, según lo establecido en el Procedimiento N° 12 del COES y en la Resolución OSINERG N° 399-2006-OS/CD “Procedimiento para la supervisión de los programas de mantenimiento aprobados por el COES SINAC”, además de mostrar la evolución mensual de los indicadores de cumplimiento del programa de mantenimiento e indicador de interven-

ciones ejecutadas programadas para los equipos de generación. Del mismo modo se muestra los índices de cumplimiento del programa mensual y los índices de intervenciones ejecutadas por ocurrencias y duración para las empresas de Transmisión y Distribución realizadas durante el año 2011

10 ÍNDICES DE LOS MANTENIMIENTOS EJECUTADOS Y PROGRAMADOS DEL COES 99

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre DiciembreIIEPo 5,47% 75,01% 25,37% 19,80% 24,51% 18,46% 25,70% 27,65% 27,03% 28,23% 26,75% 3,53%

IIEPd 11,82% 35,05% 33,33% 27,52% 25,42% 17,39% 25,00% 23,08% 23,88% 27,52% 25,00% 3,66%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%



ICPMo 25,00% 37,36% 33,33% 34,48% 27,03% 24,62% 37,66% 21,74% 51,61% 42,86% 31,33% 6,00%

ICPMd 17,82% 24,04% 31,10% 23,93% 23,91% 16,73% 32,68% 17,19% 44,58% 37,99% 24,87% 5,26%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%



PARA LOS EQUIPOS DE DISTRIBUCIÓN (ICPM)


PARA LOS EQUIPOS DE DISTRIBUCIÓN (ICPM)


IIEPo 37,64% 72,22% 30,40% 30,32% 31,03% 41,84% 60,51% 56,41% 60,11% 43,44% 54,49% 46,97%

IIEPd 35,18% 31,78% 22,41% 35,91% 32,49% 50,66% 45,34% 49,85% 45,05% 45,94% 69,96% 58,38%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80% IIEPoPromedio año = 47,12%IIEPdPromedio año = 43,58%


PARA LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN (ICPM)

En el Gráfi co N° 10.4.- Para el caso de transmisión, en promedio el índice de intervenciones ejecutadas por ocurrencias (IIEPo) fue del 47,12%, lo que signifi ca que el 47,12% de los mantenimiento previstos se ejecutaron siguiendo el programa de mantenimiento mensual. Por otro lado, el promedio anual del índice de intervenciones ejecutadas por duración (IIEPd) fue del 43,58%, lo que signifi ca que el 43,58% de los trabajos realizados durante el mes fueron efectuados de acuerdo a lo previsto en el programa mensual de mantenimiento.

En el Gráfi co N° 10.6.- Para el caso de distribución, el promedio anual del índice de cumplimiento del programa mensual por ocurrencias (ICPMo) fue del 25,63%, lo que signifi ca que el 25,63% de los trabajos de mantenimiento previstos en el programa mensual se ejecutaron siguiendo el mismo. Asimismo, el promedio del índice de cumplimiento del programa mensual por duración (ICPMd) fue del 23,22%, lo que signifi ca que el 23,22% del total de horas de mantenimientos efectuados durante el mes fueron cumplidos de acuerdo a la duración de los mismos previsto en el programa mensual de mantenimiento.

En el Gráfi co N° 10.5.- Para el caso de distribución, el promedio anual del índice de cumplimiento del programa mensual por ocurrencias (ICPMo) fue del 31,08%, lo que signifi ca que el 31,08% de los trabajos de mantenimiento previstos en el programa mensual se ejecutaron siguiendo el mismo. Asimismo, el promedio del índice de cumplimiento del programa mensual por duración (ICPMd) fue del 25,01%, lo que signifi ca que el 25,01% del total de horas de mantenimientos efectuados durante el mes fueron cumplidos de acuerdo a la duración de los mismo previsto en el programa mensual de mantenimiento.

11 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

11O

PERA

CIÓ

N D

EL S

ISTE

MA

DE T

RAN

SMIS

IÓN

Santuario Nacional Los Manglares de TumbesTumbes


Patio de llaves - Chilca Uno - ENERSURUbicación: Lima / Cañete

Nivel de Tensión: 220kV


711 460 858 422

960 65 046

699 983 873 536 958

64 556

0 0 3 009 803 2 700 746

Sentido de Flujo 1

Conococha

Paramonga Nueva Camp.Armiño Socabaya

Oroya

Chimbote

Callalli

Santuario

Puno

Montalvo

Pachachaca

Norte Lima

Centro

SurOeste

EsteSur

479 512 10 725

218 716 66 054

485 187 10 725 225 133

67 013

2 101 259 2 249 546 11 11

Conococha

Paramonga Nueva Campo Armiño Socabaya

Oroya

Chimbote

Callalli

Santuario

Puno

Montalvo

Pachachaca

2 1011

Norte Lima

Centro

SurOeste

EsteSur

Sentido de Flujo 2

L-2051-2054 Campo Armiño 220 kV Socabaya 220 kV MWh 3 009 802,79 2 700 746,01 343,63 658,19 134,76% 267,56% 8 758,75

L-2215 Chimbote 1 220 kV Paramonga Nueva 220 kV MWh 0,01 0,00 1,84 14,57 1,15% 9,11% 232,50

L-1020 Callalli 138 kV Santuario 138 kV MWh 960,31 957,83 1,91 48,38 2,11% 53,50% 426,75

L-2224 Pachachaca 220 kV Oroya 220 kV MWh 873 536,14 858 421,82 103,74 224,73 47,29% 102,44% 8 420,25

L-2253 Conococha 220 kV Paramonga Nueva 220 kV MWh 711 459,88 699 983,43 80,95 197,28 49,99% 121,84% 8 729,25

L-2030 Puno 220kV Montalvo 220 kV MWh 65 046,46 64 556,22 14,44 58,75 11,32% 46,08% 4 509,00

Pm: Potencia promedio del año. Pn: Potencia nominal de la línea. Pmax: Potencia máxima transportada.

CUADRO N° 11.1FLUJO ANUAL DE ENERGÍA EN PRINCIPALES LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - 2011

GRÁFICO N° 11.1 FLUJO ANUAL DE ENERGÍA EN PRINCIPALES LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - 2011

Sentido de Flujo 1 Barra de Envío Barra de Recepción Pm (MW) Pmax (MW) Pm/Pn Pmax/Pn

Potencia Capacidad Tiempo(Hrs)

L-2051-2054 Socabaya 220 kV Campo Armiño 220 kV MWh 10,90 11,30 0,00 21,19 0,00% 10,60% 31,25

L-2215 Paramonga Nueva 220 kV Chimbote 1 220 kV MWh 2 249 546,23 2 101 258,68 239,70 414,13 185,02% 258,83% 8 557,50

L-1020 Santuario 138 kV Callalli 138kV MWh 225 132,51 218 716,10 27,02 97,70 29,88% 108,06% 8 333,25

L-2224 Oroya 220kV Pachachaca 220 kV MWh 10 724,98 10 724,98 31,57 170,36 14,39% 77,65% 339,75

L-2253 Paramonga Nueva 220 kV Conococha 220 kV MWh 485 187,15 479 512,44 0,79 196,95 0,49% 121,63% 60,75

L-2030 Montalvo 220 kV Puno 220kV MWh 67 013,09 66 054,46 15,76 105,98 12,36% 83,12% 4 251,00

Sentido de Flujo 2 Barra de Envío Barra de Recepción Pm (MW) Pmax (MW) Pm/Pn Pmax/Pn

Potencia Capacidad Tiempo(Hrs)

Nota: Los valores númericos están en MWh.

El Cuadro N° 11.1 y Gráfi co N° 11.1 muestran el fl ujo de energía anual en las principales líneas de transmisión.

11 OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 103

0 250 500 750 1000 1250

L-1132 (Kiman Ayllu)

T20 Talara

T11 Huallanca

T13 Guadalupe

L-2249 (Talara)

T33 Zorritos

L-2239 (Piura Oeste)

T16 Chiclayo Oeste


AT11 Chimbote

AT30 Chimbote

T31 Trujillo Norte

T83 Piura Oeste


L-2236 (Chiclayo Oeste)

L-2234 (Trujillo Norte)

L-2233 (Chimbote 1)

MWh

Energia entrante (MWh)

Energia saliente (MWh)

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250

T35 Tocache

T18 Paramonga Nueva

T19 Huayucachi

AT10 Paramonga Nueva

T82 Tingo María

T1 Cobriza

T4 Independencia

T5 Ica

L-1124 (Aucayacu)

T39 Pucallpa

T38 Aguaytía

L-2243 (Ventanilla)

L-2091 (Chilca)

L-2226 (Pachachaca)

L-2015 (Chavarria)

L-2221 (Carabayllo)

T37-211-SE Paragsha

L-2205 (Pomacocha)

L-2222 (Callahuanca)

L-2201 (Campo Armiño)

L-2259 (Oroya)

L-2267 (Paragsha 2)

TR2 Chavarria

L-2204 (Campo Armiño)

AT72 Chilca Nueva

L-2009 (Cajamarquilla)

L-2011 (Santa Rosa)

T3 Santa Rosa

L-2214 (Paramonga N.)

TR3 Balnearios

L-2108 (Carabayllo)

L-2716 (Callahuanca)

L-2215 (Paramonga N.)

L-2094 (Chilca)

L-2093 (San Juan)

MWh



GRÁFICO N° 11.2ENERGÍA TRANSMITIDA POR LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EN EL ÁREA NORTE 2011

GRÁFICO N° 11.3ENERGÍA TRANSMITIDA POR LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EN EL ÁREA CENTRO 2011

En los Gráfi cos N° 11.2 al N° 11.4 muestran la energía transmitida tanto en líneas de transmisión como en transformadores del SEIN diferenciadas por área Norte, Centro y Sur del país.


0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

L-2234 (Trujillo Norte)

L-2233 (Chimbote 1)

T11 Huallanca



T16 Chiclayo Oeste

T31 Trujillo Norte

AT11 Chimbote

L-2236 (Chiclayo Oeste)

T13 Guadalupe



L-2249 (Talara)

AT30 Chimbote

T83 Piura Oeste

T20 Talara

T33 Zorritos

% del �empo de operación

Equipos de Tarnsmisión

CARGA>100% 80%<CARGA<100% 50%<CARGA<80% CARGA<50%

0 250 500 750 1000 1250 1500

L-1385 (Ilo 1)

T79 Azángaro

L-1008 (Callalli)

L-1004 (Quencoro)

L-2030 (Moquegua)

L-1005 (Tintaya)

T63 Juliaca

L-1022 (Santuario)

L-1029 (Reparticion)

L-1021 (Santuario)

L-1126 (Convertidor)

L-1012 (Juliaca)

L-2029 (Moquegua)

L-1020 (Callalli)

L-1006 (Azángaro)

L-1024 (Cerro Verde)

L-1011 (Juliaca)

L-1383 (Moquegua)

L-1025 (Moquegua)

L-1384 (Moquegua)

L-1002 (Quencoro)

L-1381 (Moquegua)

L-2026 (Moquegua)

TR1 Moquegua

L-2053 (Socabaya)

L-2052 (Cotaruse)

MWh



GRÁFICO N° 11.4ENERGÍA TRANSMITIDA POR LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES DE POTENCIA EN EL ÁREA SUR 2011

GRÁFICO N° 11.5NIVELES DE CARGA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES EN EL ÁREA NORTE 2011

En los Gráfi cos N° 11.5 al N° 11.7 se presentan los niveles de carga de las líneas de transmisión y transformadores de potencia del SEIN divididas por área Norte, Centro y Sur.


0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

L-2052 (Cotaruse)

L-2053 (Socabaya)

L-1006 (Azángaro)

L-1024 (Cerro Verde)

L-1011 (Juliaca)

L-1008 (Callalli)

L-1020 (Callalli)

L-1012 (Juliaca)

L-1025 (Moquegua)

L-1002 (Quencoro)

L-1004 (Quencoro)

L-1029 (Reparticion)

L-1021 (Santuario)

L-1022 (Santuario)

L-1005 (Tintaya)

T79 Azángaro

T63 Juliaca

L-1126 (Convertidor)

L-1381 (Moquegua)

L-1383 (Moquegua)

L-1384 (Moquegua)

L-1385 (Ilo 1)

L-2026 (Moquegua)

L-2029 (Moquegua)

L-2030 (Moquegua)

TR1 Moquegua

% del tiempo de operación

Equipos de Transmisión CARGA>100% 80%<CARGA<100% 50%<CARGA<80% CARGA<50%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

L-2224 (Pachachaca)L-2215 (Paramonga N.)L-2216 (Paramonga N.)

L-2011 (Santa Rosa)T4 Santa RosaTR4 Chavarria

L-2093 (Chilca)L-2218 (Campo Armiño)

L-2003 (Santa Rosa)L-2245 (Chavarria)L-2214 (Zapallal)

L-2201 (Campo Armiño)TR5 Balnearios

L-2093 (San Juan)L-2212 (Zapallal)

L-2214 (Paramonga N.)TR3 Balnearios

L-2226 (Pachachaca)L-2012 (San Juan)

L-1122 (Tingo Maria)L-1120 (Huánuco)

L-2243 (Ventanilla)T4 Independencia

L-1121 (Tingo Maria)T35 Tocache

L-2213 (Huacho)T18 Paramonga Nueva

L-2205 (Pomacocha)T19 HuayucachiL-2094 (Chilca)L-2095 (Chilca)

T59 IcaT3 Santa RosaTR2 Chavarria

T82 Tingo MaríaL-2204 (Campo Armiño)

L-2222 (Callahuanca)L-1124 (Tocache)

T38 AguaytíaL-2267 (Paragsha 2)

T37-211-SE ParagshaL-2107 (Carabayllo)L-1124 (Aucayacu)

L-2090 (Cantera)L-2105 (Carabayllo)L-2108 (Carabayllo)L-2221 (Carabayllo)L-5001 (Carabayllo)L-2015 (Chavarria)

L-2091 (Chilca)L-2103 (Chilca)

L-2220 (Huayucachi)L-2209 (Independencia)

L-2211 (Marcona)L-2259 (Oroya)

L-1101 (Paramonga N.)L-1016 (Tocache)

AT73 CarabaylloT86 Huacho

T9 HuancavelicaT8 Huayucachi

T5 IcaAT10 Paramonga Nueva

T39 PucallpaL-2716 (Callahuanca)

L-2009 (Cajamarquilla)AT201 Carhuamayo N.

AT72 Chilca NuevaTR1 ChillonT1 Cobriza

T62 Marcona

% del tiempo de operación

Equipos de TransmisiónCARGA>100% 80%<CARGA<100% 50%<CARGA<80% CARGA<50%

GRÁFICO N° 11.6NIVELES DE CARGA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES EN EL ÁREA CENTRO 2011

GRÁFICO N° 11.7NIVELES DE CARGA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES EN EL ÁREA SUR 2011


CUADRO N° 11.2FLUJO ANUAL DE ENERGÍA EN PRINCIPALES LÍNEAS DE TRANSMISIÓN - 2011


TRANSFORMADORES

EQUIPOENLACE DE TRANSMISIÓN

DE: A: Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Total

HORAS POR MES DE CONGESTIONES EN EL AÑO 2011

L-2051/L-2052 Campo Armiño Cotaruse 435,1 287,7 346,3 401,9 508,7 696,2 637,3 198,0 100,2 29,3 0,0 86,7 3727,3

L-2233/L-2232 Chimbote 1 Trujillo Norte 538,8 520,5 680,8 563,9 611,0 262,7 18,2 16,2 0,0 27,5 216,3 20,1 3476,0

L-2215/L-2216 Paramonga Nueva Chimbote 1 0,00 6,67 0,00 17,37 0,00 401,15 662,00 697,85 685,50 576,98 194,03 121,57 3363,1

L-2224 Pachachaca Oroya Nueva 0,0 0,0 0,0 0,0 12,8 298,8 450,2 434,0 244,9 156,6 79,3 30,3 1706,8

L-2234 Trujillo Norte Guadalupe 0,0 0,0 0,0 0,0 5,2 42,4 0,0 0,0 11,5 39,3 385,2 241,3 724,9

L-2010/L-2011 San Juan Santa Rosa 46,4 159,6 65,7 20,8 7,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,3 305,8

L-2214 Zapallal Paramonga Nueva 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 19,2 0,0 8,9 22,7 45,5 10,7 14,3 121,2

L-2054/2053 Cotaruse Socabaya 0,2 8,2 22,4 0,0 20,6 18,4 0,0 18,1 0,0 6,3 5,1 0,0 99,2

L-2212 Zapallal Huacho 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,9 0,0 0,0 2,6 4,1 33,6 11,9 61,1

L-6628/6627 San Nicolás Marcona 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 41,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,5 46,2

EQUIPO NOMBRE DE TRANSFORMADOR Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Total


T31-211/T12-211 Trujillo Norte 220/138 kV 0,0 0,0 0,0 7,4 0,0 0,0 117,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 125,4

CUADRO N° 11.3PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

1995Total Pérdidas

(%)Producción

(KW.h.)Pérdidas(KW.h)

Enero 943 170 33 402 3,54%

Febrero 841 890 28 239 3,35%

Marzo 932 480 31 914 3,42%

Abril 891 290 32 694 3,67%

Mayo 945 170 34 550 3,66%

Junio 914 930 34 826 3,81%

Julio 954 670 36 311 3,80%

Agosto 960 800 37 352 3,89%

Setiembre 920 360 36 165 3,93%

Octubre 926 340 34 179 3,69%

Noviembre 900 740 31 795 3,53%

Diciembre 913 290 33 109 3,63%

Total 11 045 130 404 534 3,66%

1996Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 926 440 31 421 3,39%

Febrero 858 470 27 837 3,24%

Marzo 923 880 29 756 3,22%

Abril 875 220 29 505 3,37%

Mayo 943 880 33 233 3,52%

Junio 931 520 32 640 3,50%

Julio 952 770 35 204 3,69%

Agosto 939 900 34 364 3,66%

Setiembre 915 370 34 591 3,78%

Octubre 943 040 35 559 3,77%

Noviembre 922 930 35 311 3,83%

Diciembre 949 700 36 317 3,82%

Total 11 083 120 395 739 3,57%

1997Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 947 130 34 923 3,69%

Febrero 865 720 29 365 3,39%

Marzo 944 350 31 568 3,34%

Abril 954 520 33 267 3,49%

Mayo 971 520 32 946 3,39%

Junio 948 090 30 517 3,22%

Julio 1 057 600 34 918 3,30%

Agosto 1 101 410 38 233 3,47%

Setiembre 1 074 350 37 796 3,52%

Octubre 1 107 340 37 159 3,36%

Noviembre 1 074 810 34 845 3,24%

Diciembre 1 123 440 35 884 3,19%

Total 12 170 280 411 420 3,38%

1998Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 128 210 32 987 2,92%

Febrero 1 044 730 27 007 2,59%

Marzo 1 136 260 28 793 2,53%

Abril 1 096 300 30 582 2,79%

Mayo 1 128 420 34 248 3,04%

Junio 1 092 000 31 662 2,90%

Julio 1 130 570 30 601 2,71%

Agosto 1 150 060 34 284 2,98%

Setiembre 1 124 050 34 130 3,04%

Octubre 1 139 980 35 037 3,07%

Noviembre 1 103 290 34 371 3,12%

Diciembre 1 136 600 35 734 3,14%

Total 13 410 470 389 437 2,90%

El Cuadro N° 11.2 se detallan las horas en el mes en que se congestionaron en los principales equipos del sistema de transmisión.

El Cuadro N°11.3 presenta las pérdidas del Sistema de Transmisión de 220 kV. entre la S.E. Marcona y la S.E. Piura Oeste, correspondiente a los años 1995 al 2011. Es de mencionar que en el mes de octubre del año 2000 se efectuó la interconexión del SICN y SIS, por lo que se incluyen las líneas del sistema principal del SIS a partir de dicho mes, además en setiembre de 2002 se incorporan las líneas 220 kV correspondiente a ISA-Perú.


2003Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 726 441 38 606 2,24%

Febrero 1 602 116 36 759 2,29%

Marzo 1 766 772 39 602 2,24%

Abril 1 690 104 38 337 2,27%

Mayo 1 737 336 39 019 2,25%

Junio 1 690 787 34 823 2,06%

Julio 1 730 406 36 977 2,14%

Agosto 1 743 742 38 145 2,19%

Setiembre 1 697 801 35 153 2,07%

Octubre 1 785 117 30 883 1,73%

Noviembre 1 737 229 30 645 1,76%

Diciembre 1 780 707 31 635 1,78%

Total 20 688 559 430 584 2,08%

2004Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 799 412 31 646 1,76%

Febrero 1 719 874 30 119 1,75%

Marzo 1 862 846 29 592 1,59%

Abril 1 794 802 31 220 1,74%

Mayo 1 843 697 36 681 1,99%

Junio 1 778 579 32 282 1,82%

Julio 1 804 415 33 820 1,87%

Agosto 1 847 153 35 466 1,92%

Setiembre 1 816 751 33 048 1,82%

Octubre 1 864 174 34 382 1,84%

Noviembre 1 844 806 33 729 1,83%

Diciembre 1 926 169 34 540 1,79%

Total 21 902 678 396 525 1,81%

2005Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 896 562 35 291 1,86%

Febrero 1 748 495 30 912 1,77%

Marzo 1 929 430 33 777 1,75%

Abril 1 888 448 31 613 1,67%

Mayo 1 958 820 32 979 1,68%

Junio 1 858 038 32 633 1,76%

Julio 1 877 739 38 170 2,03%

Agosto 1 939 118 35 976 1,86%

Setiembre 1 907 275 37 426 1,96%

Octubre 1 989 232 41 588 2,09%

Noviembre 1 971 257 39 603 2,01%

Diciembre 2 037 070 41 565 2,04%

Total 23 001 483 431 534 1,88%

2006Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 2 041 944 41 534 2,03%

Febrero 1 886 383 34 053 1,81%

Marzo 2 103 256 33 538 1,59%

Abril 1 971 090 44 215 2,24%

Mayo 2 061 227 34 760 1,69%

Junio 1 995 141 35 026 1,76%

Julio 2 050 679 36 929 1,80%

Agosto 2 093 295 39 058 1,87%

Setiembre 2 061 303 36 644 1,78%

Octubre 2 154 352 41 589 1,93%

Noviembre 2 137 991 40 811 1,91%

Diciembre 2 206 119 41 663 1,89%

Total 24 762 780 459 820 1,86%

1999Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 143 030 34 790 3,04%

Febrero 1 059 370 27 492 2,60%

Marzo 1 169 380 24 559 2,10%

Abril 1 102 610 27 199 2,47%

Mayo 1 152 390 30 220 2,62%

Junio 1 115 620 31 499 2,82%

Julio 1 146 390 32 823 2,86%

Agosto 1 172 040 33 679 2,87%

Setiembre 1 152 440 35 087 3,04%

Octubre 1 184 010 35 401 2,99%

Noviembre 1 179 550 33 727 2,86%

Diciembre 1 213 650 35 104 2,89%

Total 13 790 480 381 579 2,77%

2000Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 210 488 32 616 2,69%

Febrero 1 164 060 28 274 2,43%

Marzo 1 252 284 27 355 2,18%

Abril 1 167 679 26 899 2,30%

Mayo 1 217 803 30 687 2,52%

Junio 1 178 137 31 964 2,71%

Julio 1 194 148 32 236 2,70%

Agosto 1 239 828 34 625 2,79%

Setiembre 1 197 790 31 205 2,61%

Octubre 1 513 115 37 770 2,50%

Noviembre 1 476 773 35 739 2,42%

Diciembre 1 506 072 36 273 2,41%

Total 15 318 179 385 644 2,52%

2001Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 515 530 36 239 2,39%

Febrero 1 397 368 33 390 2,39%

Marzo 1 549 298 37 554 2,42%

Abril 1 480 229 33 561 2,27%

Mayo 1 551 242 35 923 2,32%

Junio 1 503 637 34 504 2,29%

Julio 1 556 104 36 402 2,34%

Agosto 1 562 968 37 008 2,37%

Setiembre 1 541 303 34 717 2,25%

Octubre 1 615 637 36 759 2,28%

Noviembre 1 569 349 34 095 2,17%

Diciembre 1 620 151 37 141 2,29%

Total 18 462 817 427 295 2,31%

2002Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 1 642 357 38 666 2,35%

Febrero 1 496 595 34 418 2,30%

Marzo 1 675 176 35 888 2,14%

Abril 1 644 548 33 079 2,01%

Mayo 1 663 627 34 855 2,10%

Junio 1 565 071 35 052 2,24%

Julio 1 615 422 41 192 2,55%

Agosto 1 635 379 40 546 2,48%

Setiembre 1 642 678 41 936 2,55%

Octubre 1 709 031 40 457 2,37%

Noviembre 1 651 639 37 812 2,29%

Diciembre 1 716 340 37 483 2,18%

Total 19 657 863 451 386 2,30%


Las pérdidas de energía representan la diferencia entre el total de energía que ingresó a las líneas y el total de energía que se retiró de las mismas. Los valores utilizados son los que corresponden a las mediciones registradas cada 15 minutos.En los Gráfi cos N° 11.8 y 11.9 se muestran la evolución de las pérdidas para el sistema de transmisión indicado, el cual alcanza para 1997 el 3,38% disminuyendo progresivamente hasta alcanzar en el 2011 el valor de 2,93 % dicho gráfi co incluye la evolución mensual de las pérdidas,

que muestran una tendencia variable de forma cíclica repetitiva en forma anual. El porcentaje calculado es el referido a la producción de energía en el COES.

En los Gráfi cos N° 11.10 y N° 11.11 se muestra el perfi l de tensiones en barras de 220 y 138 kV.

En los Gráfi cos N° 11.12 al N° 11.15 se muestran la operación de equipos para cumplir con los niveles de tensión requerido por el COES.

2007Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 2 234 024 41 856 1,87%

Febrero 2 061 689 33 801 1,64%

Marzo 2 322 942 37 781 1,63%

Abril 2 192 630 43 171 1,97%

Mayo 2 291 421 48 440 2,11%

Junio 2 222 155 50 535 2,27%

Julio 2 296 686 56 345 2,45%

Agosto 2 291 136 60 112 2,62%

Setiembre 2 228 839 55 129 2,47%

Octubre 2 359 657 55 817 2,37%

Noviembre 2 334 088 52 336 2,24%

Diciembre 2 419 669 51 173 2,11%

Total 27 254 934 586 496 2,15%

2008Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 2 435 598 44 476 1,83%

Febrero 2 356 581 45 422 1,93%

Marzo 2 510 507 69 020 2,75%

Abril 2 432 084 47 040 1,93%

Mayo 2 466 399 53 179 2,16%

Junio 2 438 684 48 674 2,00%

Julio 2 460 585 47 572 1,93%

Agosto 2 503 699 55 435 2,21%

Setiembre 2 470 076 50 124 2,03%

Octubre 2 553 612 55 257 2,16%

Noviembre 2 441 533 51 842 2,12%

Diciembre 2 489 350 55 005 2,21%

Total 29 558 708 623 045 2,11%

2009Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 2 516 697 55 625 2,21%

Febrero 2 317 114 47 410 2,05%

Marzo 2 551 704 51 949 2,04%

Abril 2 438 874 50 796 2,08%

Mayo 2 512 941 56 384 2,24%

Junio 2 369 257 53 039 2,24%

Julio 2 394 807 58 836 2,46%

Agosto 2 492 807 58 571 2,35%

Setiembre 2 476 241 55 477 2,24%

Octubre 2 541 603 58 301 2,29%

Noviembre 2 536 031 55 093 2,17%

Diciembre 2 659 174 65 626 2,47%

Total 29 807 250 667 105 2,24%

2010Total Pérdidas

(%)Producción


Enero 2 666 271 63 853 2,39%

Febrero 2 467 978 55 240 2,24%

Marzo 2 768 429 61 429 2,22%

Abril 2 643 435 61 892 2,34%

Mayo 2 713 538 65 813 2,43%

Junio 2 664 570 75 855 2,85%

Julio 2 702 844 80 514 2,98%

Agosto 2 721 527 79 671 2,93%

Setiembre 2 668 311 83 666 3,14%

Octubre 2 785 188 84 678 3,04%

Noviembre 2 764 277 81 353 2,94%

Diciembre 2 860 462 75 850 2,65%

Total 32 426 829 869 813 2,68%

2011Total Pérdidas

(%)

Producción(KW.h.)

Pérdidas

(KW.h)

Enero 2 908 028 67 662 2,33%

Febrero 2 698 837 53 592 1,99%

Marzo 2 996 681 58 663 1,96%

Abril 2 857 888 63 255 2,21%

Mayo 2 967 993 70 668 2,38%

Junio 2 892 273 86 022 2,97%

Julio 2 926 972 103 987 3,55%

Agosto 2 980 133 106 819 3,58%

Setiembre 2 903 301 115 734 3,99%

Octubre 3 015 385 109 199 3,62%

Noviembre 2 977 186 97 825 3,29%

Diciembre 3 092 753 97 185 3,14%

Total 35 217 431 1 030 612 2,93%


3,66% 3,57%3,38%

2,90%2,77%

2,52%2,31% 2,30%

2,08%

1,81%1,88%1,86%

2,15%2,11%2,24%

2,68%2,93%

0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

2,50%

3,00%

3,50%

4,00%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

% Pérdidas

GRÁFICO N° 11.8EVOLUCIÓN ANUAL DE LAS PÉRDIDAS EN EL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

1995 - 2011

GRÁFICO N° 11.9EVOLUCIÓN PROMEDIO ANUAL DE LAS PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

1995 - 2011

Nota: - Incluyen las líneas de transmisión 220 kV desde Piura hasta Marcona y las líneas de transmisión del Sistema Sur que

dejaron de ser parte del SPT. - Desde el año 2000 se incluyen las líneas de transmisión 220 kV de Transmantaro y Redesur, desde el año 2001 las

líneas de transmisión de Eteselva y desde el año 2002 las líneas de transmisión de ISA-Perú. - Los errores de medición detectados, los cuales no son signifi cativos, han sido reemplazados con datos estimados.

0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

2,50%

3,00%

3,50%

4,00%

4,50%

Ene

-95

Ene

-96

Ene

-97

Ene

-98

Ene

-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

Ene

-04

Ene

-05

Ene

-06

Ene

-07

Ene

-08

Ene

-09

Ene

-10

Ene

-11

3,66%3,57%

3,38%

2,90%2,76%

2,52%2,32%

2,08%

1,81%1,87%

2,15%2,30%

1,86%

2,11%2,24%

2,68%2,92%

200

210

220

230

240

250

ZORRITOS PUNO PARAMONGA PARAGSHA LOS HÉROES BALNEARIOS CHAVARRIÍA CHICLAYO COTARUSE ILO

kV

Tensión Máxima

Tensión Media

Tensión Mínima

GRÁFICO N° 11.10PERFIL DE TENSIONES EN BARRAS DE 220 kV DEL COES


0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

SE Socabaya

SE Chavarria

SE Balnearios

SE Vizcarra

SE Chiclayo Oeste

SE Cajamarca Norte

SE Tintaya

SE Trujillo Norte

80% INDUCTIVO>Q<80% CAPACITIVO 80%<Q<100% INDUCTIVO 80%<Q<100% CAPACITIVO Q = NOM. INDUCTIVO Q = NOM. CAPACITIVO

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90

Cotaruse 220-Celda Xl13

Cotaruse 220 Celda Reactor XL-15

Marcona 10-Celda Reactor R-4

Paramonga Nueva 220-Celda React R-8

Cotaruse 220 Celda Reactor XL-16

Guadalupe 220-Celda Reactor R-5

Marcona 10-Celda Reactor R-3



Piura Oeste 220-Celda Reactor R-7


Talara 220-Celda Reactor R-10

Independencia 220-Celda React R-2

Pucallpa 138-Celda Reactor R-11

Tingo Maria 220-Celda Reactor 30 MVAr

Cotaruse 220-Celda XC2

Cotaruse 220-Celda XC1

San Juan 60-Celda Cond BC-11




Santa Rosa 60 Celda BC-17

Chavarria 60 Celda BC-19

Santa Rosa 60 Celda BC-16

Chavarria 60 Celda BC-18

Trujillo Norte 10 Celda BC-15

Azangaro 138-Celda R-14

Trujillo Norte 10 Celda BC-20

Chimbote 13-Celda Condensador BC-2

00:00 a 08:00 08:00 a 17:00 17:00 a 24:00

CONDENSADORES

% DE HORAS DEL AÑO

REACTORES

110

120

130

140

150

160

PUCALLPA PARAGASHA MOQUEGUA ILO 1 CERRO VERDE CALLALI BOTIFLACA AZÁNGARO

kV

Tensión Máxima

Tensión Media

Tensión Mínima

GRÁFICO N° 11.11PERFIL DE TENSIONES EN BARRAS DE 138 kV DEL COES 2011

GRÁFICO N° 11.13HORAS DE OPERACIÓN DE EQUIPOS DE COMPENSACIÓN FIJOS 2011

GRÁFICO N° 11.12NIVELES DE CARGA DE LOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN SVC


816,3

323,2

257,1

121,0

119,6

84,0

56,0

29,9

13,9

8,8

6,8

6,5

0,5

57,0

16,3

14,8

13,6

10,3

7,0

4,8

4,1

3,9

3,9

16,0

4,2

2,9

2,0

1,7

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

AGUAYTIA TG 1 - GAS

CHIMBOTE TG3 - D2

PISCO TG2 GAS

INDEPENDENCIA GAS

AGUAYTIA TG 2 - GAS

PISCO TG1 GAS


TRUJILLO NORTE - D2



SAN NICOLAS CUMMINS - D2

STA ROSA WEST TG7 - GAS CON H2O

STAROSA TG8 GAS

PIURA TG - D2

MALACAS TG 1 - GAS

PIURA 2 - D2

PIURA 1 - D2

CHICLAYO OESTE - D2

MALACAS2 TG 4 - GAS

CHICLAYO OESTE - R6

TUMBES - R6

PIURA 1 - R6

PIURA TG - R6

CHILINA SULZ 12 - R500 D2

TAPARACHI - D2

CHILINA TV3 - R500

BELLAVISTA ALCO - D2

ILO1 TG2 - D2

Áre

a C

entr

oÁ

rea

Nor

teÁ

rea

Sur

Tiempo (h)

6 218,4

17,6

1 231,5

1 000,2

353,6

334,6

89,0

63,1

30,1

11,5

8,0

7,9

6,6

6,3

5,4

4,7

4,7

3,8

1,7

140,8

13,7

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

L-2280 (Zorritos - Machala)

L-2238 (Chiclayo Oeste - Piura Oeste)

L-2001 (Huinco - Santa Rosa Nueva)

L-2002 (Huinco - Santa Rosa Nueva)

L-2210 (Ica - Independencia)

L-2203 (Campo Armiño - Independencia)

L-5001 (Chilca - Carabayllo)

L-2205 (Pomacocha - San Juan)

L-2206 (Pomacocha San Juan)

L-2201 (Campo Armiño - Pomacocha)

L-2222 (Pachachaca - Callahuanca)

L-2223 (Pachachaca - Callahuanca)

L-2232 (Trujillo Norte - Chimbote 1)

L-2051 (Mantaro - Cotaruse)

L-1104 (Chimbote 1 - Huallanca)

L-2103 (Chilca - Planicie)

L-2105 (Planicie - Carabayllo)

L-2202 (Campo Armiño - Pomacocha)

L-1106 (Chimbote 1 - Chimbote 2)

L-1010 (Azángaro - San Gabán II)

L-2027 (Ilo2 - Moquegua)

Áre

a N

orte

Áre

a C

entr

oÁ

rea

Sur

Tiempo (h)

GRÁFICO N° 11.14DESCONEXIÓN DE LÍNEAS POR REGULACIÓN DE TENSIÓN EN ÁREAS

GRÁFICO N° 11.15HORAS DE OPERACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS POR TENSIÓN EN ÁREAS

12 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO

12CO

STO

S M

ARG

INAL

ES D

E CO

RTO

PLA

ZO

Líneas de Nasca, fi gura del colibríIca

Crédito: Enrique Castro Mendívil / PromPerú

Centra Térmica OquendoUbicación: Callao



0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11

US$/MWh

68,52

63,78

37,99

68,06

22,10 27,1938,25

88,48

31,83

21,4423,88

GRÁFICO N° 12.1COSTO MARGINAL PROMEDIO ANUAL DEL COES

(En barra de Referencia Santa Rosa)

CUADRO N° 12.1COSTO MARGINAL PROMEDIO DEL SEIN 2001 - 2011

(US$/MW.h)

MESES 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Enero 7,57 19,99 13,11 51,20 22,72 29,41 25,00 17,39 28,89 23,15 17,49

Febrero 13,64 16,88 16,39 36,60 21,85 38,38 34,58 18,33 42,39 24,55 21,74

Marzo 18,27 15,94 21,63 32,52 29,48 24,06 46,09 20,84 26,46 21,97 21,63

Abril 7,30 10,34 11,14 54,50 29,99 38,67 34,56 20,90 25,43 16,60 17,92

Mayo 9,47 23,31 20,34 108,50 91,20 111,06 36,33 47,86 28,67 18,16 18,79

Junio 23,56 31,50 43,23 99,39 74,71 87,93 65,45 148,85 65,70 20,43 25,86

Julio 39,18 33,57 57,36 97,57 47,09 90,65 26,41 235,38 41,22 19,88 20,45

Agosto 41,13 51,21 64,63 111,60 92,82 105,92 43,70 157,88 33,88 22,89 31,51

Setiembre 36,87 51,23 61,29 112,39 85,09 149,81 34,39 185,21 36,22 23,84 33,63

Octubre 29,02 35,17 58,07 64,06 88,58 71,83 35,54 63,35 19,79 24,23 27,06

Noviembre 20,14 18,93 65,89 23,94 98,81 40,59 29,42 60,69 20,37 23,10 28,58

Diciembre 17,12 18,18 24,03 31,45 75,19 28,87 44,14 81,78 17,24 18,76 21,57

PROMEDIO 22,10 27,19 38,25 68,52 63,78 68,06 37,99 88,48 31,83 21,44 23,88

El cálculo de los Costos Marginales de Corto Plazo del COES fue efectuado por la Dirección de Operaciones del COES SINAC siguiendo los Procedimientos No 7 y No 33, los mismos que fueron aplicados en la valorización mensual de las transferencias de energía entre generadores. Debemos indicar que el 18 de diciembre de 2008 es publicado el Decreto de Urgencia Nº 049-2008 relativas a las congestiones en los equipos de transmisión del SEIN cuya vigencia se mantiene desde el 1 de enero de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2011, en donde explícitamente

señala que cuando por consideraciones de congestión de instalaciones de transmisión el COES deba despachar unidades de generación fuera del orden de mérito de costos variables, tomando en cuenta los criterios de optimización en la operación del SEIN, los costos variables de dichas unidades no serán considerados para la determinación de costos marginales del SEIN.

La determinación de los Costos Marginales de Corto Plazo se efectúa a partir de los costos variables de las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas que fueron despachadas. Al respecto es importante mencionar lo siguiente:

• La determinación de la central marginal tiene en cuenta la califi cación de la operación de las unidades térmicas del SEIN.

• Los costos variables de las centrales térmicas, expresados a un valor equivalente en la Barra de referencia Santa Rosa, se determinan aplicando el correspondiente factor de pérdidas marginales para las condiciones de máxima, media y mínima demanda.

• Los costos variables no combustibles, que forman parte de los costos variables de las centrales térmicas, están incluidos en la determinación de los costos marginales correspondientes.

• La aplicación del valor agua semanal en la determinación de los costos variables de las centrales hidroeléctricas tiene en cuenta la variación del costo futuro actualizado de operación y falla del SEIN, con relación a la variación del volumen del lago Junín.

La evolución del costo marginal promedio mensual desde enero de 2 001 hasta diciembre de 2011 en barra de referencia SEIN (barra Santa Rosa) se muestra en el Cuadro N° 12.1. Los resultados indican que el costo marginal promedio mensual tiene un comportamiento estacional anual, presentándose los mayores valores durante el período junio - noviembre. Para el año 2011 el mayor valor se registró en el mes de setiembre alcanzando los 33,63 US$/MW.h que resulta superior en 36,97% respecto al valor máximo del año 2010 que ocurrió en el mes de febrero y que fue 24,55 US$/MW.h.

El costo marginal promedio anual en el año 2011 fue 23,88 US$/MW.h, valor superior en 11,36% al valor promedio del año 2010, que fue 23,88 US$/MW.h. Los costos marginales de corto plazo promedios mensuales, han sido obtenidos dividiendo la sumatoria del producto de la energía cada 15 minutos por el costo marginal cada 15 minutos, entre la energía del mes.

12 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO 115

0

50

100

150

200

250

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct No Dic

US$/MWh

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

GRÁFICO N° 12.3COSTO MARGINAL PONDERADO Y TARIFA EN BARRA MENSUAL SEIN

COSTO EQUIVALENTE EN BARRA SANTA ROSA 220 kV

GRÁFICO N° 12.4COSTO MARGINAL PUNTA Y FUERA DE PUNTA VS.

TARIFA EN BARRA PUNTA Y FUERA DE PUNTA EQUIVALENTE BARRA SANTA ROSA

GRÁFICO N° 12.2COSTO MARGINAL MENSUAL DEL SEIN

(En barra de referencia Santa Rosa)

En los Gráfi cos N° 12.3, N° 12.4 y N° 12.5 se presentan respectivamente los costos marginales y tarifas en barra promedio del SEIN, costos marginales y tarifas en barra en horas de punta y fuera de punta del SEIN y los costos marginales en punta media y base del SEIN para el período enero de 2001 a diciembre de 2011.


GRÁFICO N° 12.6COSTOS MARGINALES PROMEDIO HORARIO VS. DEMANDA HORARIA PROMEDIO DEL SEIN - 2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

ENERO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

FEBRERO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

MARZO

CMg Demanda

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

JUNIO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

JULIO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

AGOSTO

continúa

GRÁFICO N° 12.5COSTOS MARGINALES PUNTA, MEDIA Y BASE - SANTA ROSA

El Gráfi co N° 12.6 muestra para cada mes del año 2011 los costos marginales promedio horario versus la demanda horaria promedio del mes en el SEIN.


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0%

2%

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5%

6%

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11%

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16%

17%

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20%

22%

23%

25%

27%

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30%

31%

33%

34%

36%

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39%

41%

42%

44%

45%

47%

49%

50%

52%

53%

55%

56%

58%

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61%

63%

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66%

67%

69%

70%

72%

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75%

77%

78%

80%

81%

83%

85%

86%

88%

89%

91%

92%

94%

95%

97%

99%

US$/MWh

Cmg 2011

cmg 2010

cmg 2009

cmg 2008

cmg 2007

GRÁFICO N° 12.7CURVA DE DURACIÓN DE COSTOS MARGINALES EN EL SEIN

2007 - 2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

ABRIL

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

MAYO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

SETIEMBRE

CMg Demanda

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

OCTUBRE

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

NOVIEMBRE

CMg Demanda

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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0

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300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWUS$/MWh

HORAS

DICIEMBRE

El Gráfi co N° 12.7 muestra la curva de duración de los costos marginales del SEIN desde el año 2007 al 2011.

GRÁFICO N° 12.6COSTOS MARGINALES PROMEDIO HORARIO VS. DEMANDA HORARIA PROMEDIO DEL SEIN - 2011


0

65

130

195

260

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

COSTO (US$/MWh)

POTENCIA (MW)

Avenidaen punta

Avenidafuera de punta

Estianjeen punta

Estiajefuera de punta

GRÁFICO N° 12.9OFERTA DE GENERACIÓN EN PUNTA Y FUERA DE PUNTA Y EN ESTIAJE Y AVENIDA

2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11

GW.hUS$/MWh

Hidraulica Térmica CMg

GRÁFICO N° 12.8PRODUCCIÓN DE ENERGÍA VS. COSTOS MARGINALES PROMEDIO

El Gráfi co N° 12.8 muestra la producción de energía mensual por tipo de generación versus los costos marginales promedio mensual desde el mes de enero 2002 a diciembre de 2011. Asimismo en el Gráfi co N° 12.9 se observa la oferta de generación de punta y la oferta de generación fuera de punta para las épocas de estiaje y avenida.


45

80 90124 137 149

92125 122

97

54 4860 53

34

70111

60 51 57

141 138

237 198239

135 142100

12681 88 95 98

124

72 65 59

214

84

5168

5545 48

7452 56 54

4456

4230

0,9

0,95

1

1,05

1,1

1,15

1,2

1,25

1,3

1,35

1,4

S-01 S-03 S-05 S-07 S-09 S-11 S-13 S-15 S-17 S-19 S-21 S-23 S-25 S-27 S-29 S-31 S-33 S-35 S-37 S-39 S-41 S-43 S-45 S-47 S-49 S-51

TASA DE COSTO MARGINAL

CHICLAYO220 TRUJILLO220 PACHACHACA220 CARHUAM 220 SOCABAYA220 SANTA ROSA220 CMg SANTA ROSA(S/./MWh)

GRÁFICO N° 12.10TASA DE COSTO MARGINAL DE BARRAS DE TRANSFERENCIA (PROMEDIO SEMANAL RELATIVOS AL COSTO MARINAL DE SANTA ROSA)

CUADRO N° 12.2OCURRENCIA ANUAL EN HORAS DE LOS COSTOS MARGINALES EN EL SEIN

Rango(US$/MWh) 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


0-5 3363 2006 1820 767 566 1000 662 592 1815 991 742

5-15 799 556 699 230 18 201 897 1275 1453 711 1521

15-20 591 1858 1390 467 609 552 1886 851 1480 3600 1994

20-25 85 254 291 1127 1183 355 908 322 407 1520 2135

25-30 650 822 38 154 1071 1879 1659 1285 667 1100 156

30-35 1290 891 47 60 474 433 488 91 620 390 1145

35-40 344 336 209 238 92 481 309 175 397 73 43

40-45 560 256 296 152 43 48 85 37 0 5 477

45-50 487 316 533 130 126 41 1 82 0 1 308

50-55 278 320 491 228 107 69 363 67 78 4 111

55-60 57 271 526 213 122 0 51 162 246 232 22

60-65 20 488 431 206 386 36 42 84 216 17 5

65-70 22 196 530 107 479 106 86 28 120 1 13

70-75 36 123 559 156 339 120 99 15 168 0 0

75-80 30 38 370 306 378 148 169 1 71 5 0

80-85 32 8 241 131 483 245 131 20 192 1 0

85-90 27 17 148 247 384 298 175 44 53 4 0

90-95 15 4 32 66 391 246 104 59 27 4 0

95-100 12 38 1010 153 149 44 92 90 4 0

100-105 9 1 61 1023 84 340 64 97 666 6 0

105-110 4 3 354 166 247 64 43 0 2 0

110-115 21 6 293 50 228 51 52 0 91 91

115-120 9 1 1 213 45 200 39 101 0 0 0

120-125 1 1 620 40 112 21 91 0 0 0

125-130 6 73 90 27 37 86 0 0 0

130-140 10 1 145 67 77 49 395 0 0 0

140-150 49 102 191 58 317 0 0 0

150-160 2 10 161 81 50 200 0 0 0

160-180 2 11 227 266 52 359 0 0 0

180-200 2 179 192 63 309 0 0 0

200-250 1 148 342 52 695 0 0 0

250-300 1 51 4 758 0 0 0

>300 4 2 4 0 0 0

TOTAL DE HORAS 8760 8760 8760 8784 8760 8760 8760 8784 8760 8760 8760

El Gráfi co N° 12.10 compara el valor del Costo Marginal de Corto Plazo de diversas barras de transferencias del SEIN con el Costo Marginal de la barra de referencia (barra Santa Rosa).

El Cuadro N° 12.12 se detalla la ocurrencia anual en horas de los costos marginales por en el SEIN desagregado para un rango de costos marginales que varían desde 0 a más de 300 U S$/MW.h referidos desde el año 2001 al 2011.

13 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA

13VA

LORI

ZACI

ÓN

DE

TRAN

SFER

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ERG

ÍA A

CTIV

A

Friso Polícromo de la Huaca de la Luna Representado al Dios ai-apaec o Degollador

La LibertadCrédito: Michael Tweddle / PromPerú

Plaza de Armas - LimaUbicación: Lima


CUADRO N° 13.1TRANSFERENCIAS TOTALES DE ENERGÍA ACTIVA (MW.h) POR BARRA Y POR EMPRESAS DEL COES 2011

BARRA

Las entregas consideran las inyecciones reales de energía y los retiros consideran los retiros reales más pérdidas que le corresponden a cada empresa.Cuadro elaborado con la información correspondiente a las últimas revisiones de los informes mensuales al 17.01.2011.

AGUAYTIA 220 1 908,23 8 506,95 ANDAYCHAGUA 0,00 ANTAGASHA50 0,00 ANTUQUITO 50 82 428,89 0,00 AYAVIRI138 0,00 AZANGARO138 0,00 CAJAMARCA 220 0,00 CAJAMARQUILLA220 -339 622,45 679 140,38 0,00 CALLAHUANCA220 -22 910,35 907 325,39 946 814,33 0,00 CALLALLI 138 76,53 688,79 3 773,85 107 150,91 0,00 CAMPO ARMIÑO220 4 164,36 18 608,60 CANTERA220 1 125,67 23 214,49 -782,16 -3 124,01 -133,24 CARABAYLLO 220 78,83 362,73 CARHUAM 220 995,24 4 578,52 CARHUAMAYO138 1 006,71 4 631,51 CARHUAQUERO220 103 415,14 77 605,73 CARIPA138 100 264,81 36,76 1 981,92 9 116,65 CASAPALCA 50 62 143,95 0,00 CERRO VERDE 138 359 026,66 0,00 CHAVARRIA220 6 832,62 190 664,08 15 488,58 184 770,06 1 870 851,75 251 724,66 308 306,20 60 841,25 CHICLAYO220 595,82 542 697,74 0,00 CHILCA 220 1 184 524,67 971 680,04 5 763,45 83 128,41 10 374,07 17 397,42 294 331,97 242 729,13 -13,91 CHILINA33 2 022,67 23 625,23 253 256,70 104 829,06 0,00 CHIMBOTE220 302 018,43 103,59 754 446,87 2 608,92 CNORTE 50 3 057,48 0,00 COMBAPATA 138 10 391,91 0,00 CONOCOCHA 220 0,00 DESIERTO 220 -16 395,11 -1 300,89 -3 424,96 -224,14 DOLORESPATA138 56 749,23 106 784,31 0,00 DUVAZ50 18 557,26 0,00 EXCEL2.4 0,00 EXCELSIOR 12 0,00 EXPED2.4 0,00 GUADALUPE220 0,00 HUACHO220 0,00 HUALLANCA138 16 104,56 9 826,81 34 166,39 850,04 640 044,05 521 101,04 HUANCAVELICA220 10 172,63 1 040,69 13 276,05 4 787,82 HUANCHOR 10 4 262,60 0,00 HUANUCO138 3 656,52 16 820,48 HUAYUCACHI220 9 170,77 42 186,33 HUICRA 2.4 0,00 ICA 220 10,13 20,03 0,00 27,93 INDEPENDENCIA220 -72 085,76 51 159,85 325,24 125 505,11 1,12 297 380,61 23 108,67 99 154,62 -11 426,18 76 173,98 146 549,10 JULIACA 138 0,00 KIMAN AYLLU 138_ -30 521,56 KIMAN AYLLU 220 -50 892,46 KIMAN AYLLU 138 -242 052,15 LOS HEROES 220 0,00 36 010,16 MAHR TUNEL 0,00 MARCONA 220 365,89 730,80 1 104,80 0,00 994,82 MEPSA60 68 007,31 0,00 MILPO50 0,00 MINA CARAHUACRA 0,00 MOLLENDO 467,47 4 207,43 9 271,94 26 216,30 0,00 MONTALVO 0,00 MOROCOCHA 50 43 524,80 39 450,84 0,00 NIÑA 220 0,00 OROYA 220 0,00 OROYA50 5 616,80 1 058,33 4 869,00 PACHACHACA 50 -110 951,56 0,00 PACHACHACA220 1 134 394,30 764 145,63 -1 533,14 0,00 PARAGSHA 12 0,00 PARAGSHA 50 0,00 PARAGSHA138 1 517,02 6 979,28 PARAGSHA220 0,00 PARAMONGA 138 84 307,69 114,43 40 941,56 PARAMONGA220 -112,93 14 186,85 613,69 3 190,97 3 546,14 PIURA220 47 631,76 0,00 PTA. VICTORIA 50 0,00 PUNO 138 0,00 PUNO 220 0,00 PUNO 60 0,00 QUENCORO138 299 460,08 45 871,43 0,00 REPARTICION138 1 118,28 10 064,96 48 278,58 0,00 ROSAURA 50 2 110,17 0,00 SAN ANTONIO 4.16 0,00 SAN ANTONIO 50 0,00 SAN CRISTOBAL 2.4 0,00 SAN CRISTOBAL 4.16 0,00 SAN GABAN 138 32 404,11 0,00 SAN JUAN220 -171 826,51 -26 579,54 825 770,61 1 061 603,39 130 432,90 244 907,44 402 206,14 SAN MATEO 50 163,39 0,00 SANTA ROSA220 102 227,57 151 314,27 4 917,91 2 444 202,88 1 102 744,70 118 516,43 66 816,26 268 877,05 19 085,65 SANTUARIO138 2 087,45 43 621,56 743 827,98 82 428,47 0,00 SHELBYCHU50 0,00 SHELBYHUA50 16 414,13 0,00 SJU10 0,00 SJU2.4 0,00 SMELTER50 0,00 SOCABAYA138 3 748,78 58 073,73 222 397,30 0,00 SOCABAYA220 0,00 TALARA220 -818,20 626 077,98 11 482,13 52 819,09 TICLIO 50 25 291,81 0,00 TINGO MARIA 138 1 587,85 7 302,04 TINGO MARIA 220 0,01 0,23 1,06 TINTAYA138 87 213,10 0,00 TOQUEPALA138 0,00 57 240,93 TRUJILLO220 102 059,23 22 398,18 39 229,64 253 041,48 VENTANILLA220 99 513,86 3 768,37 3 360 802,39 551 008,24 61 244,92 75 011,25 14 990,35 VIZCARRA220 699 959,66 312,19 1 451,33 ZAPALLAL220 14,74 67,80 ZORRITOS220 1 997,15 842,57 980,62 4 508,85

TOTAL 84 308 2 16 105 9 827 1 186 522 1 058 073 1 134 431 883 346 130 589 96 154 7 790 879 7 622 073 626 078 654 047 1 303 737 1 198 202 356 209 502 842 2 382 568 2 041 776 169 425 242 118 3 546 NETO 84 306 6 278 128 449 251 085 34 434 168 805 -27 969 105 535 -146 633 340 791 -72 693 3 546

E: Entrega R: Retiro

AGRO PARAMONGA AGUAS Y ENERGIA PERU CELEPSA CHINANGO CORONA EDEGEL EEPSA EGASA EGEMSA EGENOR EGESUR

Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección

Elec. Santa Rosa

13 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA 123

ELECTROPERU ENERSUR GEPSA KALLPA GENERACION MAJA ENERGIA PETRAMAS SAN GABAN SANTA CRUZ SDF ENERGIA SHOUGESA SINERSA SN POWER PERU TERMOSELVA TOTAL

Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas Inyección Retiro+Pérdidas E R

-0,06 160 576,92 483 793,82 279 219,07 33 582,61 483 793,76 483 793,76 67 074,70 67 074,70 67 074,70 67 074,70 7 257,41 7 257,41 7 257,41 7 257,41 77 653,80 4 775,09 82 428,89 82 428,89 0,00 19 244,74 5 808,19 35,73 -25 088,66 0,00 10 955,86 266 897,22 32 372,35 242,02 223 326,99 266 897,22 266 897,22 6 911,39 64 335,85 251 626,02 2 980,10 -325 853,37 -335 946,33 -2 042,98 -1 526,63 -1,98 -16 231,97 -197,46 -148,96 -0,20 907 325,39 907 325,39 1 854,97 26 362,60 1 153,56 122 199,10 32 510,62 -230 749,69 32 510,62 32 510,62

6 996 097,61 3 831 897,08 24 868,44 104 897,83 621,64 3 011 039,66 6 996 097,61 6 996 097,61 -3 606,43 21 069,46 -38 399,53 635,74 -396 264,56 522,81 395 300,19 11 865,31 877 760,12 5 575,07 824 449,41 1 036,98 1 678 158,41 1 702 209,53 1 702 209,53 11 715,27 5 631,39 23 848,90 298 952,97 867,32 -298 956,27 23 848,90 23 848,90 18 774,92 7 034,48 103 415,14 103 415,14 26 438,66 36 150,48 174 047,01 131,24 174 083,77 174 083,77 0,00 62 143,95 62 143,95 62 143,95 0,00 -359 026,66 69 868,22 856 502,84 77 871,26 133 201,95 16 502,61 1 883,61 92 957,98 -3 502 323,63 317 972,01 317 972,01 437 097,05 167 769,21 -62 764,34 542 697,74 542 697,74 18 763,81 2 814 907,92 2 118 567,85 3 962 679,90 3 037 080,02 22 376,29 37 378,49 1 691 219,40 8 256 444,46 8 256 444,46 52 142,79 70 636,94 253 256,70 253 256,70 227 588,33 96 663,87 20 291,21 105 172,51 754 446,87 754 446,87 0,00 3 057,48 3 057,48 3 057,48 0,00 2 148,86 -12 540,76 0,00 -7 071,25 -35 663,08 -52 339,26 116 418,69 0,00 17 211,49 45 059,75 -112 306,31 56 749,23 56 749,23 0,00 18 557,26 18 557,26 18 557,26 4 314,71 4 314,71 4 314,71 4 314,71 24 606,61 24 606,61 24 606,61 24 606,61 170,59 170,59 170,59 170,59 292 594,73 148 314,24 113 060,24 74,61 22 010,27 -349 933,60 113 060,24 113 060,24 0,00 136 453,53 126,02 -136 579,55 118 305,09 54 693,50 61 475,13 27 771,29 1,87 6 450,28 745 395,03 745 395,03 -36 826,16 4 265,55 3 283,83 -0,43 0,00 4 262,60 4 262,60 4 262,60 44 307,55 18 978,49 538,08 -84 301,12 -108 968,66 57 612,47 -0,91 140,45 140,45 140,45 140,45 0,00 69,57 -114,27 -13,39 -511 688,50 190 510,36 -192 902,72 361 552,93 16 326,24 147 467,84 -3,32 373 554,59 373 554,59 0,00 57 755,91 146 837,01 88 550,07 531,03 146 837,01 146 837,01 0,00 30 521,56 0,00 50 892,46 0,00 242 052,15 219 003,95 2 063,36 -185 057,15 36 010,16 36 010,16 28 937,52 28 937,52 28 937,52 28 937,52 751,93 2 486,37 342,04 7 760,30 142,46 841,21 7 760,30 7 760,30 0,00 68 007,31 68 007,31 68 007,31 0,00 64 237,58 64 237,58 64 237,58 64 237,58 7 740,79 7 740,79 7 740,79 7 740,79 8 983,71 6 029,16 -36 632,13 9 271,94 9 271,94 33 642,55 650 028,72 1 189 278,62 320,14 -573 212,59 650 028,72 650 028,72 0,00 4 073,96 43 524,80 43 524,80 0,00 81 586,29 -81 586,29 0,00 89,63 367 721,11 -367 631,48 89,63 89,63 12 317,89 50 304,44 75 080,82 914,37 75 080,82 75 080,82 0,00 -110 951,56 -110 951,56 -110 951,56 -501 127,34 5 785,38 4 374,49 862 749,27 1 134 394,30 1 134 394,30 161 448,37 161 448,37 161 448,37 161 448,37 0,00 36 983,92 36 983,92 36 983,92 36 983,92 17 657,54 82 021,99 102 678,22 -156 552,85 1 307,04 -368 713,94 -156 552,85 -156 552,85 0,00 0,00 260 493,11 266 068,43 36 775,78 12 051,24 350 376,11 350 376,11 8 001,02 2 146,39 4 060,99 18 706,01 146,78 27 690,81 318,72 -37 697,60 22 398,92 22 398,92 197 837,79 45 215,81 255 809,10 210 185,90 1,90 17 113,44 54 674,98 21 943,43 62 228,39 -708 025,23 102 308,64 102 308,64 39 990,28 39 990,28 39 990,28 39 990,28 0,00 1 925,15 7 654,11 5 691,09 37,87 7 654,11 7 654,11 0,00 -959,82 -959,82 -959,82 -959,82 0,00 61 681,87 124 703,39 62 654,52 366,99 124 703,39 124 703,39 0,00 7 645,35 19 041,63 226 901,67 299 460,08 299 460,08 22 326,00 26 705,78 7,06 14 769,36 -69 858,46 26 705,78 26 705,78 0,00 2 110,17 2 110,17 2 110,17 5 146,82 5 146,82 5 146,82 5 146,82 32 943,29 32 943,29 32 943,29 32 943,29 14 919,94 14 919,94 14 919,94 14 919,94 13 458,47 13 458,47 13 458,47 13 458,47 0,00 7 721,63 16 376,33 58 736,50 1 749,61 484,81 58 736,50 58 736,50 -576 846,39 -663 069,19 -2 025 849,05 63 766,90 279 992,32 481 530,98 1 625 501,22 825 770,61 825 770,61 0,00 163,39 163,39 163,39 119 825,76 531 109,37 308 578,36 3 065,76 84 260,31 168 344,07 -599 349,06 2 447 268,65 2 447 268,65 36 290,41 105 253,49 474 146,59 743 827,98 743 827,98 36 600,09 36 600,09 36 600,09 36 600,09 0,00 16 414,13 16 414,13 16 414,13 3 865,28 3 865,28 3 865,28 3 865,28 7 723,89 7 723,89 7 723,89 7 723,89 0,00 117 570,75 117 570,75 117 570,75 117 570,75 116 081,37 52 541,16 250,34 341,89 -453 434,59 0,00 1 002 561,01 -1 002 561,01

0,12 34 217,65 -496,40 74 521,49 41 728,86 6 791,92 405 831,55 626 078,10 626 078,10 25 291,81 25 291,81 25 291,81 17 824,70 11 843,27 9 102,24 188 777,03 201,52 17 905,22 -254 543,88 -189,07 0,20 0,32 -223 470,64 223 657,89 0,00 189 264,06 1 967,86 -278 445,02 67 097,76 274 633,17 736,88 -285 226,89 57 240,93 57 240,93

151 373,90 297 793,17 272 596,68 330 832,42 35 327,51 -1 201 904,42 151 373,90 151 373,90 38 653,21 128 040,60 800,85 22 616,79 2 365 153,96 3 360 802,39 3 360 802,39 34 725,20 9 809,35 -0,28 -49 645,62 -696 611,83 -48 251,70 90,75 48 078,41 -20 890,78 1 387,23 496,40 7 122,34 2 400,79 5 765,65 6 959,53 5 785,17 5 785,17

7 147 472 4 609 109 4 344 084 5 355 478 26 706 7 3 962 680 4 219 631 18 706 3 066 606 269 564 279 61 622 133 204 219 582 7 760 361 581 54 675 2 071 919 1 592 817 483 794 1 527 771 389 816 957 822 34 106 352 34 106 3522 538 362 -1 011 394 26 699 -256 951 18 706 3 066 41 991 61 622 -86 378 -353 821 54 675 479 102 -1 043 977

SALDORESULT.


El cálculo de las transferencias de energía activa entre integrantes, se efectuó con la información de entregas y retiros de energía cada 15 minutos que cada integrante presentó al COES por medio digital y dentro del cronograma de entrega establecido en el Procedimiento N°10 vigente.

La valorización de las transferencias de energía fue obtenida aplicando los costos marginales de corto plazo determinado según se indica en el capítulo anterior a las transferencias de energía. El costo marginal en la barra de transferencia se obtiene aplicando el correspondiente factor de

pérdidas marginales al costo marginal en la barra de referencia Santa Rosa.

En el Cuadro N° 13.1 se muestra las transferencias anuales de energía activa (entregas y retiros) por barra y por empresa del SEIN.

En el Cuadro N° 13.2 y Gráfi co N° 13.1 se presenta las transferencias netas de energía activa mensuales entre integrantes del COES. En el Gráfi co N° 13.2 se observa la evolución mensual de la producción de energía del SEIN y energía transada por parte de las empresas integrantes en el COES durante el año 2011.

En los Cuadros N° 13.3 se presentan la valorización anual por transferencias de energía activa, prorrateo del saldo resultante y compensaciones corres-pondientes al año 2011. El Cuadro N° 13.4 muestra los pagos y cobros, entre empresas generadoras integrantes del COES, por transferencias de energía, prorrateo del saldo resultante y compensaciones correspondientes al año 2011.

De los resultados presentados en los cuadros anteriormente indicados cabe resaltar lo siguiente:

• Las transferencias totales de energía activa entre integrantes del COES (energía transada en el COES) durante el año fue 34 106,35 GW.h.

• Las transferencias netas de energía activa entre integrantes del COES durante el año fue 5 030,26 GW.h.

• La valorización de las transferencias de energía activa para el año 2011 ascendió a un total de 256 072 114 Nuevos Soles.

• El saldo resultante sistema principal de las transferencias de la energía activa en el año 2011 ascendió a 22 058 472 Nuevos Soles.

• El saldo del sistema secundario de las transferencias de la energía activa en el año 2011 ascendió a 13 762 046 Nuevos Soles.

La compensación por los conceptos de reconocimiento por compensación de seguridad, costos de baja efi ciencia de combustible, regulación de frecuen-cia, mínima carga y pruebas aleatorias fue 68 564 491 Nuevos Soles.

El Gráfi co 13.2 compara la energía total producida en el SEIN versus la energía transada entre las empresas integrantes del COES la cual representa el 96,8% del total.

La valorización de los retiros sin contrato ascendió a 27 291 419 Nuevos Soles.

El Cuadro N° 13.5 se detalla la descripción de los retiros e inyecciones en el SEIN a diciembre 2011, notándose que a la fecha existen 875 códigos tanto para inyecciones y retiros.

EMPRESA ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

CUADRO N°13.2TRANSFERENCIAS NETAS DE ENERGIA ENTRE INTEGRANTES DEL COES-SINAC - 2011 - (MWh)

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 8 045 5 792 6 295 8 174 8 659 7 415 6 573 7 085 6 730 6 516 4 747 8 276 84 306

AGUAS Y ENERGIA PERU - - - - - 3 636 316 (12) (15) 1 528 71 754 6 278

CELEPSA 21 812 3 716 22 755 21 016 45 152 (182) (13 257) (17 574) 22 546 (21 940) (10 667) 55 071 128 449

CHINANGO 43 326 32 934 51 591 54 702 35 319 (6 269) (7 739) (32 665) (14 465) 15 741 35 730 42 880 251 085

CORONA 4 109 3 040 3 631 2 931 3 436 3 066 2 491 1 781 2 327 2 174 2 388 3 061 34 434

EDEGEL 3 830 (36 745) 11 819 39 070 (13 230) 34 732 (27 313) (6 753) 52 734 53 849 41 631 15 182 168 805

EEPSA (15 645) (8 247) (1 251) (6 194) (2 228) (369) 7 141 10 469 7 143 1 320 3 025 (23 133) (27 969)

EGASA (17 556) (5 369) 8 603 22 971 (16 444) 2 073 15 302 18 838 17 988 24 260 19 678 15 232 105 577

EGEMSA (10 948) (12 196) (14 747) (15 905) (14 301) (14 369) (14 411) (14 967) (16 982) (15 321) (1 261) (1 223) (146 630)

EGENOR 90 091 81 957 69 171 72 665 18 969 (16 240) (44 094) (14 889) (4 591) (9 116) 40 815 56 053 340 791

EGESUR (10 715) (8 583) (9 577) (17 297) (16 372) (8 852) 1 005 3 512 3 663 2 735 (2 551) (9 661) (72 693)

ELEC. SANTA ROSA - - 105 477 383 431 351 366 319 339 362 413 3 546

ELECTROPERU 231 472 183 392 232 683 196 755 214 116 222 915 236 564 218 944 238 436 215 286 177 464 170 334 2 538 362

ENERSUR (172 496) (57 009) (127 066) (158 131) (121 833) (51 729) 11 545 14 522 (119 755) (102 323) (79 117) (47 107) (1 010 498)

GEPSA (8) 619 2 277 2 210 2 138 2 343 2 475 2 329 2 176 2 769 2 435 4 935 26 699

KALLPA GENERACION S.A. (64 522) (104 904) (112 466) (81 213) 12 029 23 026 55 784 39 005 18 090 45 054 (171) (86 664) (256 951)

MAJA ENERGIA 1 973 1 540 1 494 1 527 1 510 1 675 1 585 1 601 1 215 1 060 1 323 2 203 18 706

PETRAMAS S.A.C. - - - - - - - - - 3 1 067 1 996 3 066

SAN GABAN 43 073 39 135 (3 625) (5 776) 10 159 (11 803) (17 231) (22 038) 13 493 (5 324) (3 791) 5 991 42 263

SANTA CRUZ 8 282 7 341 8 079 8 448 4 583 3 060 3 044 2 423 1 692 2 350 4 270 8 051 61 622

SDF ENERGIA 3 168 2 290 (10 027) 9 592 (2 987) (11 508) (12 395) (20 509) (20 212) (11 752) (12 805) 768 (86 378)

SHOUGESA (31 205) (28 061) (31 924) (31 189) (34 727) (33 591) (33 042) (20 731) (4 371) (39 398) (35 049) (30 533) (353 821)

SINERSA 1 635 4 037 5 332 5 616 6 752 5 591 5 526 3 761 4 461 4 174 3 473 4 317 54 675

SN POWER PERU 66 685 67 543 72 248 58 321 51 041 21 920 30 549 19 964 15 166 17 583 20 953 37 129 479 102

TERMOSELVA (100 653) (78 883) (104 130) (103 296) (110 223) (83 888) (97 537) (76 532) (62 991) (61 533) (79 493) (84 818) (1 043 977)

ABENGOA TRANSMISION NORTE S.A (708) (1 153) (1 846) (1 353) (1 147) (1 321) (1 742) (1 583) (1 441) (1 733) (1 995) (2 743) (18 766)

ETESELVA (789) (1 185) (1 350) (1 281) (1 145) (1 415) (1 355) (1 688) (1 570) (1 886) (1 350) (1 200) (16 213)

ISA (2 278) (1 298) (1 236) 885 (1 880) (2 127) (2 656) (2 325) (2 150) (2 061) (2 003) (1 713) (20 843)

REDESUR (1 622) (2 236) (2 661) (3 564) (37) (259) (374) (506) (959) (521) (999) (1 395) (15 133)

REP (12 268) (14 528) (16 127) (18 992) (23 001) (33 131) (41 454) (38 292) (36 748) (37 162) (32 513) (33 715) (337 933)

TRANSMANTARO (14 832) (13 309) (14 710) (10 612) (19 326) (14 888) (27 423) (33 164) (43 277) (35 433) (34 325) (39 539) (300 838)

CONENHUA - - - - - (1) - (1) (2) (12) (98) (197) (311)

REP-SEC (24 423) (17 341) (18 716) (16 656) (18 798) (18 680) (18 800) (22 097) (23 532) (24 192) (23 137) (22 627) (248 999)

Sin Contratos (46 834) (42 285) (24 623) (33 903) (16 569) (21 259) (19 429) (18 275) (55 117) (27 033) (38 109) (46 379) (389 816)

TOTAL 527 501 433 334 496 083 505 361 414 248 331 882 380 252 344 600 408 178 396 741 359 432 432 647 0


0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

ED

EGE

L

ELE

CTR

OPE

RU

EN

ER

SUR

KA

LLPA

GEN

ER

ACIO

N

EG

ENO

R

SN

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ER

U

EG

ASA

CEL

EPS

A

CH

INA

NG

O

EEP

SA

SAN

GA

BAN

TER

MO

SELV

A

OTR

OS

S.C

. R

EGU

LAD

O

Energía GW.h

Entrega Retiro

GRÁFICO N° 13.1TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA EN EL COES

2011

0,91

0,92

0,93

0,94

0,95

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000


GW.h

Energía transada Producción ET/P

GRÁFICO N° 13.2TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA EN EL COES

2011

CUADRO N°13.3VALORIZACIONES POR TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA, PRORRATEO DEL SALDO RESULTANTE Y COMPENSACIONES EN EL COES 2011

(NUEVOS SOLES)

Nota: Este cuadro fue elaborado en base a los cuadros emitidos para pagos y cobros entre empresas integrantes.(1) El total considera sólo los cobros realizados

EMPRESATransferencias Energia Activa

Prorrateo Saldo Secundario

Prorrateo Saldo Secundario

Por sin contrato Servicio Público

Compensación por Seguridad

Compensación baja Efi ciencia Combustible

Compensación Regulación de

Frecuencia

Compensación Operación a

Mínima Carga

Compensación por Pruebas

Proc. 25

Liquidación CVOA-CMG

Saldos Meses Anteriores

Saldoactual

ELECTROPERU 130 630 363 -2 618 351 -2 197 666 -4 188 299 -458 278 351 787 -242 202 -13 064 857 -238 500 -20 998 198 2 565 720 89 541 519

EDEGEL 18 211 171 -4 158 501 -3 349 335 -3 661 311 -759 226 -835 056 5 063 287 -10 787 550 -350 294 -43 275 937 726 318 -43 176 433

EGENOR 26 382 489 -1 596 938 -1 256 680 -12 384 314 1 963 180 793 664 1 676 508 2 384 887 -87 823 29 387 815 75 566 47 338 355

SHOUGESA -20 925 663 -67 016 -31 351 0 632 999 183 917 -291 694 8 053 669 -14 029 1 018 365 -1 611 776 -13 052 580

EEPSA 5 074 532 -359 066 -303 005 0 -78 142 22 523 -607 502 5 509 759 -30 284 72 379 016 667 81 608 498

TERMOSELVA -65 144 245 -438 987 -359 892 0 45 416 -152 306 -1 219 946 6 211 354 -60 149 -2 201 123 8 403 -63 311 475

EGEMSA -10 962 787 -256 472 -214 604 0 -95 368 -120 421 752 451 -2 616 217 -41 238 -5 257 573 41 485 -18 770 743

EGASA 8 402 633 -758 221 -613 133 0 -128 522 40 578 1 059 169 -2 508 742 -48 015 173 153 -16 580 5 602 321

EGESUR -2 033 112 -164 782 -130 964 -233 185 -25 702 -31 953 -221 727 -718 168 -13 690 -1 387 565 -98 842 -5 059 689

ENERSUR -63 971 825 -2 467 453 -2 058 029 0 -187 318 853 644 -1 362 979 30 517 992 1 265 121 22 673 138 -1 344 308 -16 082 018

SAN GABAN -3 809 030 -329 265 -268 475 -2 107 760 -66 592 -81 688 493 734 -1 932 738 -26 761 -5 145 300 -4 849 -13 278 725

CORONA 3 285 138 -57 260 -48 271 0 -11 759 -15 477 -123 022 -343 886 -5 050 -550 569 3 797 2 133 639

ELEC. SANTA ROSA 217 722 -985 -782 0 0 0 -2 610 0 0 0 -289 213 055

KALLPA GENERACION S.A. -24 160 257 -1 612 995 -1 320 714 -706 082 -455 893 -560 478 -3 422 965 -10 618 853 -191 064 -24 618 469 229 400 -67 438 370

SANTA CRUZ 3 504 171 -13 427 -13 201 0 0 0 -51 980 0 0 -62 220 524 3 363 866

SDF ENERGIA -7 237 176 -10 728 -32 368 -603 694 -20 696 -28 693 -188 986 -628 513 -7 083 -1 425 206 -5 667 -10 188 810

CHINANGO 9 740 202 -442 721 -379 091 -914 619 -97 538 -120 353 -1 010 291 -2 659 791 -41 077 -6 648 542 -423 780 -2 997 599

GEPSA 1 773 923 -8 760 -7 028 0 0 0 -21 562 0 0 -46 023 -674 1 689 876

CELEPSA 8 961 742 -619 693 -519 314 0 -138 343 -146 329 -825 477 -3 425 662 -58 719 -5 405 901 67 342 -2 110 356

SN POWER PERU 29 235 264 -735 280 -608 986 -2 454 518 -118 218 -152 855 688 852 -3 354 625 -51 346 -8 464 586 -206 610 13 777 090

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 5 156 751 -26 903 -24 234 0 0 0 -66 464 0 0 -109 420 -2 569 4 927 160

MAJA ENERGIA 1 150 450 -5 435 -4 799 -37 640 0 0 -15 566 0 0 -34 856 -652 1 051 503

SINERSA 3 753 728 -20 801 -18 285 0 0 0 -43 167 0 0 0 -2 586 3 668 889

AGUAS Y ENERGIA PERU 410 597 -2 504 -984 0 0 -504 -13 018 -18 057 0 0 -10 375 519

PETRAMAS S.A.C. 181 238 -2 010 -853 0 0 0 -2 845 0 0 0 -28 175 504

REP -11 319 509 11 319 509 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ISA 3 540 854 -3 540 854 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

REDESUR -976 795 976 795 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TRANSMANTARO -5 704 893 5 704 893 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ETESELVA 1 743 065 -1 743 065 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ABENGOA TRANSMISION NORTE -4 057 275 4 057 275 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

REP-SEC -13 753 523 0 13 753 523 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CONENHUA -8 523 0 8 523 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sin Contratos -27 291 419 0 0 27 291 419 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL (1) 256 072 114 22 058 472 13 762 046 27 291 419 2 641 596 2 246 113 9 734 001 52 677 660 1 265 121 125 631 487 3 719 220 255 466 796


CUADRO N° 13.4TRANSACCIONES NETAS POR ENERGÍA ENTRE INTEGRANTES DEL COES 2011 (PAGOS Y COBROS POR TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA, PRORRATEO DEL SALDO RESULTANTE Y COMPENSACIONES) (NUEVOS SOLES)

De/Para (S/.) ELECTROPERU EDEGEL EGENOR SHOUGESA EEPSA TERMOSELVA EGEMSA EGASA EGESUR ENERSUR SAN GABAN CORONA Elec. Santa Rosa

ELECTROPERU 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

EDEGEL 12 114 689,5 0,0 6 650 406,5 400 326,8 12 401 071,2 0,0 0,0 978 305,7 37 450,7 3 823 586,0 415 267,2 283 369,0 27 245,3

EGENOR 1 717 869,2 0,0 0,0 29 623,8 1 350 693,8 0,0 0,0 172 765,3 2 388,0 1 559 913,4 0,0 32 396,2 3 734,9

SHOUGESA 5 237 260,2 0,0 2 790 670,2 0,0 4 954 125,6 0,0 0,0 468 156,3 16 759,9 1 687 619,4 108 037,5 122 824,8 11 909,4

EEPSA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TERMOSELVA 18 785 944,4 0,0 10 341 351,6 885 093,2 17 230 952,5 0,0 0,0 1 655 069,1 87 146,0 4 653 312,7 438 250,8 451 178,8 45 281,0

EGEMSA 5 883 812,0 0,0 2 861 742,5 342 657,9 4 978 332,0 0,0 0,0 522 513,9 36 973,8 1 342 112,4 146 950,5 136 433,5 13 341,3

EGASA 624 668,2 0,0 566 723,4 0,0 706 752,6 0,0 0,0 0,0 0,0 26 233,4 73 505,2 14 288,3 429,2

EGESUR 1 340 953,7 0,0 1 136 836,8 0,0 1 697 029,8 0,0 0,0 116 481,5 0,0 233 062,7 49 740,4 35 523,5 3 562,5

ENERSUR 12 027 728,5 0,0 8 846 412,5 1 279 730,7 8 195 447,4 0,0 0,0 1 033 624,6 127 983,5 0,0 250 135,6 296 779,5 31 584,0

SAN GABAN 4 697 772,4 0,0 2 216 594,5 176 181,1 4 152 008,7 0,0 0,0 550 686,9 24 720,8 1 778 963,1 0,0 112 887,4 13 768,6

CORONA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

ELEC. SANTA ROSA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

KALLPA GENERACION S.A. 17 343 200,0 0,0 13 944 601,6 641 054,5 19 245 156,1 0,0 0,0 1 603 745,6 58 732,1 2 879 382,0 695 617,2 429 308,5 39 091,2

SANTA CRUZ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SDF ENERGIA 3 592 111,3 0,0 1 467 359,3 308 835,7 2 476 926,2 0,0 0,0 289 008,9 28 622,7 870 545,1 47 372,1 83 656,8 8 630,6

CHINANGO 3 396 103,2 0,0 440 678,6 426 984,1 1 999 881,8 0,0 0,0 298 513,9 31 317,8 1 321 253,2 34 919,8 73 130,1 8 385,9

GEPSA 4 085,0 0,0 2 429,0 0,0 3 987,5 0,0 0,0 0,0 0,0 473,1 448,1 87,2 0,0

CELEPSA 2 772 560,1 0,0 1 256 878,4 111 830,1 2 209 935,0 0,0 0,0 301 071,8 19 474,5 792 208,9 61 571,7 61 676,5 6 073,1

SN POWER PERU 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MAJA ENERGIA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SINERSA 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

AGUAS Y ENERGIA PERU 2 761,6 0,0 6 255,5 188,5 6 198,0 0,0 0,0 444,2 13,2 197,3 17,9 99,2 18,4

PETRAMAS S.A.C. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL 89 541 519,5 0,0 52 528 940,5 4 602 506,6 81 608 498,1 0,0 0,0 7 990 387,6 471 583,0 20 968 862,8 2 321 834,0 2 133 639,5 213 055,4


Fuente: Patio de llaves / Edelnor

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 490 433,4 33 043,6 884 836,5 203 423,3 664 964,4 2 370 509,8 689 725,4 149 681,4 496 218,4 48 590,6 13 288,1 43 176 432,8

0,0 32 831,8 0,0 0,0 28 283,1 0,0 102 589,3 72 687,8 15 627,6 65 733,7 3 447,4 0,0 5 190 585,3

0,0 191 635,1 15 593,2 366 394,3 93 283,3 141 097,6 856 044,3 275 796,0 57 508,5 220 909,8 35 406,0 4 055,3 17 655 086,5

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 698 775,8 53 509,3 1 280 477,6 346 277,0 1 121 847,2 3 069 649,7 1 033 679,1 220 029,2 785 564,8 100 801,3 27 283,5 63 311 474,5

0,0 197 333,9 16 031,5 307 490,8 102 558,3 350 091,0 887 663,9 310 526,2 64 404,9 234 358,0 30 717,6 4 697,0 18 770 743,0

0,0 31 478,6 0,0 59 709,1 2 539,0 31 227,6 191 913,4 32 168,4 7 249,9 19 180,7 0,0 0,0 2 388 067,0

0,0 74 607,9 7 700,6 152 735,2 27 057,6 131 724,4 338 370,4 87 586,8 19 300,3 66 305,6 8 661,2 4 031,1 5 531 272,0

0,0 336 111,6 0,0 652 709,1 274 213,9 1 801 597,0 578 475,7 647 037,1 126 929,9 462 685,9 35 465,1 46 229,0 37 050 880,7

0,0 165 640,5 13 779,4 274 502,0 108 903,1 182 881,8 555 800,6 267 303,6 58 646,3 203 807,8 33 639,7 12 070,5 15 600 559,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 901 400,1 74 623,1 1 680 050,9 342 971,2 1 607 031,1 3 834 332,4 1 025 956,4 229 920,8 755 006,9 50 740,8 56 447,2 67 438 369,6

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 92 322,2 0,0 130 411,0 67 932,1 223 403,7 346 226,0 179 974,6 37 574,1 136 874,9 18 528,8 4 878,7 10 411 194,9

0,0 59 779,1 0,0 0,0 58 124,1 183 524,7 243 840,9 168 047,2 35 029,7 119 578,5 16 120,4 0,0 8 915 212,9

0,0 198,1 0,0 37,1 0,0 0,0 1 384,4 126,4 35,1 135,2 0,0 0,0 13 426,3

0,0 90 988,7 8 104,3 127 880,2 47 522,5 0,0 400 104,3 136 168,0 29 472,0 102 314,3 13 575,7 2 440,6 8 551 850,9

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 329,6 0,0 380,1 214,3 2 104,7 185,2 377,1 93,4 0,0 82,6 19 960,9

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0 3 363 866,3 222 385,0 5 917 613,9 1 703 302,8 6 441 495,4 13 777 090,3 4 927 160,1 1 051 503,0 3 668 674,5 395 694,6 175 503,6 304 025 116,5

AGUAS Y ENERGIA PERU

SN POWER PERU

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA KALLPA GENERACION SANTA CRUZ SDF ENERGIA CHINANGO GEPSA CELEPSA MAJA ENERGIA SINERSA PETRAMAS TOTAL


CUADRO N° 13.5DESCRIPCIÓN DE RETIROS E INYECCIONES DE ENERGÍA ACTIVA DEL COES A DICIEMBRE 2011

AGUAYTIA 220 I193ELP Entrega de ELETROPERU proveniente de la barra TINGO MARIA 220KV

I194TER Entrega de TERMOSELVA proveniente de la barra TINGO MARIA 220KV

I195TER Entrega de TERMOSELVA proveniente de la C.T. Aguaytia

I446EGN Entrega de EGENOR proveniente de la Barra Tingo Maria 220

I448ELP Entrega de ELECTROPERU para retiros de ELP, EGENOR y SC de ELECTROUCAYALI

I487EEP Entrega de EEPSA proveniente de la barra TINGO MARIA 220

R1016ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROUCAYALI refl jejado (CT Yarinacocha)

R1017SC Retiro Sin Contrato de ELECTROUCAYALI refl ejado (C.T. Yarinacocha)

R1138EEP Compromiso de EEPSA con ELECTROUCAYALI refl ejado (C.T. Yarinacocha)

R1158EEP Compromiso de EEPSA con ELECTROUCAYALI

R271TER Retiro de TERMOSELVA hacia la barra TiINGO MARIA 220 KV

R272TER Compromiso de TERMOSELVA para atender sus SSAA de la CT Aguaytia

R273ELP Compromiso de ELECTROPERU con Electro Ucayali (sistema Pucallpa)

R973SC Retiro SIN CONTRATO de ELECTRO UCAYALI

RL34EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electroucayali S.A. (Aguaytia 220)

RL35EGN Compromiso de EGENOR con ELECTROUCAYALI refl ejado (CT Yarinacocha)

ANDAYCHAGUA I429SNP Entrega de ELECTROANDES para atender a Minera VOLCAN

R965ELP Compromiso de ELECTROPERU para atender a su cliente Minera VOLCAN

ANTAGASHA50 I472SNP Entrega de ELECTROANDES para atender a Minera VINCHOS

R1093ELP Compromiso de ELECTROPERU con su cliente Minera VINCHOS

ANTUQUITO 50 I214SMC Entrega de CORONA para atender clientes de ENERSUR y ELECTROPERU

R794ENS Compromiso de ENERSUR con Empresa Minera los Quenuales S.A. (Yauliyacu)

R868ELP Compromiso de ELECTROPERU con Cia. Minera Casapalca S.A.

AYAVIRI138 I171REP Entrega de REP proveniente de la barra AZANGARO

R1149KAL Compromiso de KALLPA con ELECTROPUNO

R1177SNP Compromiso de SN POWER PERU con ELECTROPUNO

R227REP Retiro de REP hacia la barra TINTAYA

R731SC Retiro Sin Contrato de ELECTROPUNO (atiende Ayaviri)

R961KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ARASI S.A.

AZANGARO138 I172SGB Entrega de SAN GABAN proveniente de la C.H. San Gaban



R228REP Retiro de REP hacia la barra AYAVIRI

R732SC Retiro Sin Contrato de ELECTROPUNO

CAJAMARCA 220 I550ATN Entrega de ATN proveniente de la barra Kima Ayllu 138 KV.

I551ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Trujillo 220 KV.

I552TER Entrega de TERMOSELVA proveniente de la barra Trujillo 220 KV.

I553KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra Trujillo 220 KV.

I554ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Trujillo 220 KV.(Hidrandina)

I554SC Entrega de Sin Contrato de Hidrandina proveniente de la barra Trujillo 220 KV.

I555SC Entrega de Sin Contrato de Electronorte proveniente de la barra Trujillo 220 KV.

R1336ELP Compromiso de ELECTROPERU con Electronorte (S.E. Cerro Corona-Bambamarca)

R1337TER Compromiso de TERMOSELVA con Minera Yanacocha SRL.

R1338KAL Compromiso de KALLPA con Minera Gold Field S.A.

R1339ELP Compromiso de ELECTROPERU con Hidrandina para atender a PSEs. La Pajuela y Porcon.

R1339SC Retiro Sin Contrato de Hidrandina para atender a PSEs. La Pajuela y Porcon.

R1340SC Retiro Sin Contrato de Electronorte S.A. (S.E. Cerro Corona 220 KV).

R1348SCON Retiro de CONENHUA hacia la barra Trujillo 220 KV.

CAJAMARQUILLA220 I185SCN Entrega de generadores del Sur proveniente de la barra Callahuanca.

I186ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Callahuanca

I187CHI Entrega de CHINANGO proveniente de las barras Callahuanca 220KV

I187EDG Entrega de EDEGEL proveniente de las barras Callahuanca y Chavarria.

I188SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la barra Callahuanca.

I316ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Callahuanca

R249SCN Retiro de generadores del Sur hacia la barra Chavarria.

R250ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Chavarria.

R251CHI Retiro de CHINANGO hacia la barra Chavarria.

R251EDG Retiro de EDEGEL hacia la barra Chavarria.

R252SNP Retiro de SN POWER PERU hacia la barra Chavarria.

R253EDG Compromiso de EDEGEL con Refi neria Cajamarquilla.

R818ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Chavarria.

CALLAHUANCA220 I181SCN Entrega de generadores del Sur proveniente de la barra Pachachaca

I182ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Pachachaca

I183CHI Entrega de CHINANGO proveniente de la barra Pachachaca 220 kv

I184SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la barra Pachachaca

I189EDG Entrega de EDEGEL proveniente de las Cs.Hs. Matucana y Callahuanca.

I315ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Pachachaca 220

R245SCN Retiro de generadores del Sur hacia las barras de Cajamarquilla y Chavarria.

R246ELP Retiro de ELECTROPERU hacia las barras de Cajamarquilla y Chavarria.

R247CHI Retiro de CHINANGO hacia las barras de Cajamarquilla y Chavarria.

R247EDG Retiro de EDEGEL hacia las barras de Cajamarquilla y Chavarria.

R248SNP Retiro de SN POWER PERU hacia las barras de Cajamarquilla y Chavarria.

R261EDG Retiro de EDEGEL hacia la barra PACHACHACA 220

R263EDG Retiro de EDEGEL hacia su sistema

R817ENS Retiro de ENERSUR hacia las barras Cajamarquilla y Chavarria.

BARRA CÓDIGO DESCRIPCIÓN



CALLALLI 138 I224SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la C.H. Misapuquio, Huayllacho, Ignacio y Antonio.

I72SREP Entrega de REP proveniente de la barra Tintaya.

R105SREP Retiro de REP hacia la barra Santuario.

R1142KAL Compromiso de KALLPA con SEAL.

R1323ELP Compromiso de ELECTROPERU con SEAL

R289EGM Compromiso de EGEMSA con CONENHUA.

R340EGA Compromiso de EGASA con SEAL (22.9 kV) Valle del Colca + poblados cailloma 2006-10-01

R371SDF Compromiso de SdF Energía con la Cia. Minera Ares S.A.C.

R905ENS Compromiso de ENERSUR para atender a la Minera Bateas

R988SC Retiro Sin Contrato de SEAL (22.9 kV) Valle del Colca + poblados cailloma

CAMPO ARMIÑO220 I106TRM Entrega de TRANSMANTARO proveniente de la barra Socabaya.

I42ELP Entrega de ELECTROPERU del Complejo Mantaro.

R1064KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO .

R1133EEP Compromiso de EEPSA con ELECTROCENTRO

R1273ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROCENTRO

R132TRM Retiro de TRANSMANTARO hacia la barra Socabaya.

R145SCN Retiro de generadores del Sur hacia Lima ( Total de 7 Líneas)

R176ELP Retiro de ELECTROPERU hacia Lima ( Total de 7 Líneas)

R58SNP Compromiso de SN POWER PERU con Minera Cobriza.

R682SC Suministro sin contrato hacia ELECTROCENTRO (Sistema Mantaro)

R867ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROCENTRO(ejeTablachaca.Huancayocasa.Restitución)

R867SC Retiro sin contrato de ELECTROCENTRO (eje Tablachaca, Huancayocasa y Restitución)

RL29EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Campo armino 220)

CANTERA220 I303ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Independencia

I383ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Chilca.

I421KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra CHILCA (C.T. KALLPA)

I491CLP Entrega de CELEPSA proveniente de la barra Chilca 220

I503EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Chilca 220.

I529EGA Entrega de EGASA proveniente de la barra independencia 220 (CT Pisco)

I530EGS Entrega de EGESUR proveniente de la barra independencia 220 (CT Independencia)

R1041EDG Compromiso de EDEGEL con EDECAÑETE

R1042ENS Compromiso de ENERSUR con EDECAÑETE

R1069KAL Compromiso de KALLPA con el cliente EDECAÑETE.

R1165CLP Retiro de CELEPSA hacia la barra Independencia 220

R1196EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Independencia 220.

R1357EGA Retiro de EGASA hacia la barra Chilca 220 (CT. Pisco)

R1358EGS Retiro de EGESUR hacia la barra Chilca 220 (CT. Independencia)

R802CLP Compromiso de CELEPSA con EDECAÑETE

R803ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Chilca.

R891ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Independencia

R950KAL Retiro de KALLPA hacia la barra Independencia

CARABAYLLO 220 I538ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Huayucachi 220.

R1298TRM Retiro de TRANSMANTARO hacia la barra Zapallal 220.

R1299TRM Retiro de TRANSMANTARO por las LT-2105 y LT-2106 de 220 KV. hacia la barra Chilca.

R1300EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Huayucachi 220.

R1301KAL Retiro de KALLPA hacia la barra Huayucachi 220.

R1302EEP Retiro de EEPSA hacia la barra Huayucachi 220.

R1303ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Huayucachi 220.

R1310TRM Retiro de TRANSMANTARO por la LT-5001 de 500 KV. hacia la barra Chilca.

CARHUAM 220 I312SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la C.H. Yaupi

I313ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la C.H. Yuncan

R1061KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO (Carga oxapampa) .

R1130EEP Compromiso de EEPSA con su cliente ELECTROCENTRO (Carga Oxapampa)

R1237ATN Retiro de ABENGOA TRANSMISION NORTE hacia la barra paragsha 220

R1270ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROCENTRO (Carga Oxapampa)

R1315ATN Retiro de ABENGOA TRANSMISION NORTE hacia la barra Carhuamayo 138.

R812ISA Retiro de ISA Perú hacia la barra Paragsha 220

R813ISA Retiro de ISA Perú hacia la barra Oroya 220

R987SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO (Carga Oxapampa)

RL26EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Carhuamayo 220)

CARHUAMAYO138 I175SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a las cargas de ELECTROCENTRO.

I545ATN Entrega de ABENGOA TRANSMISION NORTE proveniente de la barra Carhuamayo 220.

R1060KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO.



R1316SNP Retiro de SN POWER PERU hacia su sistema

R652SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO (Sistema Carhuamayo)

RL25EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Carhuamayo 138)

CARHUAQUERO220 I514EGN Entrega de EGENOR proveniente de C.H. Carhuaquero IV.

I515EGN Entrega de EGENOR proveniente de C.H. Caña Brava

R1169KAL Compromiso de KALLPA con su cliente ELECTRO NORTE (ENSA)

R1208EGN Retiro de EGENOR para atender a ELECTRO NORTE S.A. (Sist. Chiclayo)

R1260ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTRONORTE

R855SC Retiro Sin Contrato de ELECTRONORTE



CARIPA138 I176SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a las cargas de ELECTROCENTRO.

I535CHI Entrega de CHINANGO proveniente deC.H. Yanango y Chimay (atender a ELECTROCENTRO).

I580SCR Entrega de SANTA CRUZ proveniente de la C.H. Huasahuasi.

R1020ELP Compromiso de ELECTROPERU con Cia. Minera San Ignacio de Morococha S.A.




R667SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO (Sistema Caripa)

R796CLP Compromiso de CELEPSA con Cemento Andino S.A.

R975KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Cemento Andino S.A.

RL28EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Caripa 138)

CASAPALCA 50 I222SMC Entrega de CORONA para atender a Minera Quenuales S.A.


CERRO VERDE 138 I67REP Entrega de REP proveniente de la barra REPARTICION.

I82SREP Entrega de REP proveniente de la barra Socabaya.

R119EGA Compromiso de EGASA con Sociedad Minera Cerro Verde (Oxidos)

CHAVARRIA220 I10REP Entrega de REP proveniente de la barra Santa Rosa.

I11EDG Entrega de EDEGEL al sistema EDELNOR

I121SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de las barras Callahuanca y Camarquilla.

I122SCN Entrega de generadores del Sur proveniente de las barras Callahuanca y Cajamarquilla.

I12CHI Entrega de CHINANGO proveniente de las barras Callahuanca y Cajamarquilla.

I12EDG Entrega de EDEGEL proveniente de las barras Callahuanca y Cajamarquilla.

I28SREP Entrega de REP proveniente de la barra Ventanilla.

I317ENS Entrega de ENERSUR proveniente de las barras Callahuanca y Cajamarquilla.

I34SREP Entrega de REP proveniente de la barra Ventanilla.

I460SDF Entrega de SdF ENERGIA S.A.C. proveniente de la C.T. Oquendo

I48ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de las barras Callahuanca y Cajamarquilla.

R1048SDF Compromiso de SdF Energía con SUDAMERICANA DE FIBRAS S.A.

R1053EGS Compromiso de EGESUR con EDELNOR para atender a su mercado libre.

R10EDG Compromiso de EDEGEL con EDELNOR.

R1222ELP Compromiso de ELECTROPERU con PRAXAIR PERU (CALLAO)

R1223EDG Compromiso de EDEGEL con su cliente Cia Textil CREDISA TRUTEX

R1250ELP Compromiso de ELECTROPERU con EDELNOR (MERCADO LIBRE)

R1297ELP Compromiso de ELECTROPERU con COELVISAC

R1327SDF Compromiso de SdF Energía con CELEPSA para atender a sus clientes

R1329CLP Compromiso de CELEPSA con Fundición Callao

R244EDG Retiro de EDEGEL hacia la barra Cajamarquilla.

R315ENS Compromiso de ENERSUR con su cliente ALICORP S.A.A..

R316ENS Compromiso de ENERSUR con su cliente Universal Textil S.A..

R604SC Retiro Sin Contrato de EDELNOR

R822ENS Compromiso de ENERSUR con QUIMPAC

R823EDG Compromiso de EDEGEL con su cliente Industrias Electroquimicas (IEQSA)

R976KAL Compromiso de KALLPA con su cliente COELVISAC (Kimberly Clark-planta Puente Piedra).

RL14CHI Compromiso de CHINANGO con su cliente EDELNOR.

RL14EDG Compromiso de EDEGEL con su cliente EDELNOR.

RL14EEP Compromiso de EEPSA con EDELNOR.

RL14EGN Compromiso de EGENOR con EDELNOR.

RL14EGS Compromiso de EGESUR con EDELNOR por licitacion

RL14ELP Compromiso de ELECTROPERU con EDELNOR

RL14ENS Compromiso de ENERSUR con EDELNOR.

RL14SMC Compromiso de SM CORONA con EDELNOR.

RL14SNP Compromiso de SN POWER con EDELNOR

RL14TER Compromiso de TERMOSELVA con EDELNOR.

CHICLAYO220 I21REP Entrega de REP proveniente de la barra Guadalupe.

I22EGN Entrega de EGENOR proveniente de la C.H. Carhuaquero.

I232EGN Entrega de EGENOR proveniente de la C.T. Chiclayo.

R1168KAL Compromiso de KALLPA con ELECTRONORTE (ENSA)

R1259ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTRONORTE S.A.

R1355SREP Retiro de REP hacia la barra Piura 220.

R52SREP Retiro de REP hacia la barra La Niña.

R854SC Retiro Sin Contrato de ELECTRONORTE

R866EGM Compromiso de EGEMSA con COELVISAC

CHILCA 220 I372ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la C.T. CHILCA 1

I373ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Cantera

I407KAL Entrega de KALLPA proveniente de la C.T. KALLPA

I408ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra DESIERTO

I489CLP Entrega de CELEPSA proveniente de la C.H. El Platanal

I502EGN Entrega de EGENOR proveniente de la C.T. Las Flores

I566EGA Entrega de EGASA proveniente de la barra cantera 220 (CT. Pisco)

I567EGS Entrega de EGESUR proveniente de la barra cantera 220 (CT. independencia).

I568EGA Entrega de EGASA proveniente de la barra Desierto 220 (CT. Pisco)

I569EGS Entrega de EGESUR proveniente de la barra Desierto 220 (CT. independencia).

R1001EEP Compromiso de EEPSA con LUZ DEL SUR

R1002TER Compromiso de TERMOSELVA con LUZ DEL SUR

R1004SNP Compromiso de SN POWER PERU con LUZ DEL SUR

R1005SC Retiro Sin Contrato de LUZ DEL SUR

R1012KAL Compromiso de KALLPA con COELVISAC (minera Condestable)





R1058CLP Retiro de CELEPSA para uso de sus instalaciones.

R1162CLP Retiro de CELEPSA hacia la barra San Juan 220.

R1163CLP Retiro de CELEPSA hacia la barra Desierto 220.

R1164CLP Retiro de CELEPSA hacia la barra Cantera 220.

R1173CLP Compromiso de CELEPSA con su cliente LUZ DEL SUR.

R1185ENS Retiro de ENERSUR para uso de sus instalaciones.

R1186KAL Retiro de KALLPA para uso de sus instalaciones.

R1193EGN Retiro de EGENOR hacia la barra San Juan 220.

R1194EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Cantera 220.

R1195EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Desierto 220.

R1207EGN Retiro de EGENOR para uso de sus instalaciones (CT Las Flores).

R1244EGN Compromiso de EGENOR con LUZ DEL SUR

R1248CHI Compromiso de CHINANGO con LUZ DEL SUR

R1253ELP Compromiso de ELECTROPERU con LUZ DEL SUR

R1280EGA Compromiso de EGASA con LUZ DEL SUR

R1290EDG Compromiso de EDEGEL con LUZ DEL SUR

R1305TRM Retiro de TRANSMANTARO por las LT-2103 y LT-2104 de 220 KV hacia la barra Carabayllo.

R1311TRM Retiro de TRANSMANTARO por la LT-5001 de 500 KV hacia la barra Carabayllo.

R1361EGA Retiro de EGASA hacia la barra San Juan 220 (CT. Pisco).

R1362EGS Retiro de EGESUR hacia la barra San Juan 220 (CT. Independencia).

R880ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra San Juan

R881ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Cantera

R882ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra San Juan

R942ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra DESIERTO

R946KAL Retiro de KALLPA hacia la barra SAN JUAN

R947KAL Retiro de KALLPA hacia la barra CANTERA

R948KAL Retiro de KALLPA hacia la barra DESIERTO

RL18CHI Compromiso de CHINANGO con LUZ DEL SUR

RL18EDG Compromiso de EDEGEL con LUZ DEL SUR

RL18EEP Compromiso de EEPSA con LUZ DEL SUR

RL18EGN Compromiso de EGENOR con LUZ DEL SUR

RL18ENS Compromiso de ENERSUR con LUZ DEL SUR

RL18KAL Compromiso de KALLPA GENERACION con LUZ DEL SUR

RL18TER Compromiso de TERMOSELVA con LUZ DEL SUR

CHILINA33 I436EGA Entrega de EGASA proveniente de su C.T. Chilina y Cs. Hs. Charcani

I437EGA Entrega de EGASA proveniente de la Barra Santuario 138, para atender a sus clientes

I444SC Entrega Sin Contrato proveniente de la barra Santuario 138, para retiro Sin Contrato de SEAL

I485KAL Entrega de KALLPA proveniente de la Barra Santuario, para atender a sus clientes

I548ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la Barra Santuario 138, para atender a sus clientes

R1026KAL Compromiso de KALLPA con Yura S.A.



R1354EDG Compromiso de EDEGEL con COELVISAC (atiende a su cliente Yura S.A.)

R990EGA Compromiso de EGASA con SEAL.

R991SC Retiro Sin Contrato de SEAL.

CHIMBOTE220 I17REP Entrega de REP proveniente de la barra Paramonga Nueva.

I18EGN Entrega de EGENOR proveniente de C.H. Cañon del Pato y C.T. Chimbote.

I36EGN Entrega de EGENOR para atender a SIDERPERU.

I90EGN Entrega de EGENOR para atender al Sistema de Chimbote.

R1121KAL Compromiso de KALLPA a su cliente HIDRANDINA

R1263ELP Compromiso de ELECTROPERU con HIDRANDINA

R1370EGN Compromiso de EGENOR con MESSER GASES.

R20SREP Retiro de REP hacia la barra Trujillo.

R51EDG Compromiso de EDEGEL con SIDERPERU.

R858SC Retiro Sin Contrato de HIDRANDINA (Sist. Chimbote)

RL05EEP Compromiso de EEPSA con su cliente HIDRANDINA (Sist. Chimbote)

RL22EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Hidrandina S.A. (Chimbote 220)

CNORTE 50 I223SMC Entrega de CORONA para atender a Minera Los Quenuales S.A.


COMBAPATA 138 I498SREP Entrega de REP proveniente de la barra Quencoro 138

R1188EGM Suministro de EGEMSA a ELECTROSURESTE (Carga Plan Maestro)

R1189SREP Retiro de REP hacia la barra Tintaya 138

R1372ENS Compromiso de ENERSUR con ELECTROSURESTE

CONOCOCHA 220 I540ATN Entrega de ATN proveniente de la barra Paragsha 220.

I541TRS Entrega de ETESELVA proveniente de la barra Vizcarra 220.

R1307TRS Retiro de ETESELVA hacia la barra Paramonga Nueva 220.

R1376ATN Retiro de ATN hacia la barra Kiman Ayllu 220.

DESIERTO 220 I396ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Independencia

I406ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Chilca

I420KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra CHILCA

I492CLP Entrega de CELEPSA proveniente de la barra Chilca 220.

I504EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Chilca 220.

I531EGA Entrega de EGASA proveniente de la barra independencia 220 (CT Pisco)

I532EGS Entrega de EGESUR proveniente de la barra independencia 220 (CT Independencia)




R1166CLP Retiro de CELEPSA hacia la barra Independencia 220.

R1197EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Independencia 220.

R1359EGA Retiro de EGASA hacia la barra Chilca 220 (CT. Pisco)

R1360EGS Retiro de EGESUR hacia la barra Chilca 220 (CT. Independencia)

R910SNP Compromiso de SN POWER PERU con la Cia. Minera Milpo S.A (Proyecto Cerro Lindo)

R923ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra CHILCA

R933ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra independencia

R949KAL Retiro de KALLPA hacia la barra Independencia

DOLORESPATA138 I69EGM Entrega de EGEMSA proveniente de la C.H. Machupicchu y C.T. Dolorespata

R1146KAL Compromiso de KALLPA con ELECTROSURESTE

R1190EGM Compromiso de EGEMSA con ELECTROSURESTE (Carga Cusco)


R224REP Retiro de REP hacia la barra QUENCORO.

R801SC Retiro sin contrato de ELECTROSURESTE

DUVAZ50 I234SMC Entrega de CORONA para atender a la mina Austria Duvaz.

R153TER Compromiso de TERMOSELVA con Austria Duvaz.

EXCEL2.4 I465SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN

R1086ELP Compromiso de ELECTROPERU con su cliente Minera VOLCAN

EXCELSIOR 12 I468SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a la minera Volcan


EXPED2.4 I466SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


GUADALUPE220 I20REP Entrega de REP proveniente de la barra Trujillo.

I240SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la C.H. Gallito Ciego.

R1120KAL Compromiso de KALLPA con HIDRANDINA

R1252ELP Compromiso de ELECTROPERU con Cementos Pacasmayo

R1262ELP Compromiso de ELECTROPERU con HIDRANDINA

R24REP Retiro de REP hacia la barra Chiclayo.

R267TER Compromiso de TERMOSELVA con Minera Yanacocha (suminstro de emergencia).

R856SC Retiro sin contrato de HIDRANDINA (Sist. Guadalupe)

R957KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Cementos Pacasmayo

HUACHO220 I104REP Entrega de REP proveniente de la barra Zapallal.

R1007SC Retiro Sin Contrato de COELVISAC.

R142REP Retiro de REP hacia la barra Paramonga Nueva

R143SNP Compromiso de SN POWER PERU con su cliente EDELNOR.

HUALLANCA138 I228EGN Entrega de EGENOR proveniente de C.H. Cañon del Pato p/atender Hidrandina.

I229SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de C.H. Pariac.

I371EGN Entrega de EGENOR para atender a mineros y serv.publico - eje Sihuas-Tayabamba-Llacuabamba

I459SCR Entrega de SANTA CRUZ proveniente de C.H. Santa Cruz I

I517SCR Entrega de SANTA CRUZ proveniente de C.H. Santa Cruz II

I556AGE Entrega de AGUAS Y ENERGIA PERU proveniente de C.H. Pias I

R1122KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Hidrandina

R1123EEP Compromiso de EEPSA con su cliente Hidrandina

R1264ELP Compromiso de ELECTROPERU con Hidrandina

R1334EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Kiman Ayllu

R394SC Retiro Sin Contrato de Hidrandina -zona Huaraz

R877CLP Compromiso de CELEPSA con su cliente Minera Marza (eje Sihuas-Tayabamba-Llacuabamba)

R878AGE Compromiso de AGUAS y ENERGIA PERU con su cliente Minera Horizonte (eje Sih-Tayab-Llacua)

R907SNP Retiro de SNP POWER PERU para serv. auxl. de la C.H. Pariac.

R922EGN Compromiso de EGENOR para atender a su cliente Minera Pierina (BARRICK)

RL21EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Hidrandina S.A. (Huallanca 138)

HUANCAVELICA220 I155ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Campo Armiño.

I238ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Independencia 220.

I287SC Entrega de Sin Contrato de ELECTROCENTRO proveniente de la barra Independencia 220

I440SMC Entrega de SM CORONA proveniente de la barra Independencia 220

I572EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Independencia 220.

I573KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra Independencia 220

I574EEP Entrega de EEPSA proveniente de la barra Independencia 220

I575EGM Entrega de EGEMSA proveniente de la barra Independencia 220.

I576SC Entrega de Sin Contrato de ELECTRODUNAS proveniente de la barra Independencia 220.

R1066KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO (Ciudad Huancavelica).

R1135EEP Compromiso de EEPSA con el cliente ELECTROCENTRO (Ciudad Huancavelica)

R1178EGM Compromiso de EGEMSA con Corporación Minera Castrovirreyna (CORMICA)

R1267ELP Compromiso de ELECTROPERU con Corporación Minera Castrovierreyna (CORMICA)

R1275ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROCENTRO (Ciudad de Huancavelica)

R1291SC Retiro Sin Contrato de ELECTRODUNAS

R209ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Independencia.

R215ELP Compromiso de ELECTROPERU con CONENHUA

R712SC Retiro sin contrato de ELECTROCENTRO (Sistema Huancavelica)

R901ELP Compromiso de ELECTROPERU con CASTROVIRREYNA CIA. MINERA S.A.

R985SMC Compromiso de SM CORONA con la Cia. Minera Caudalosa S.A.

RL31EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Ssistema Huancavelica)





HUANUCO138 I56REP Entrega de REP proveniente de la barra Tingo María 138 kV.

I57REP Entrega de REP proveniente de la barra Paragsha.

R1068KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO (Ciudad Huanuco y otros).

R1137EEP Compromiso de EEPSA con su cliente Electrocentro


R381SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO ( sistema Huanuco)

RL33EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Huanuco 138)

HUAYUCACHI220 I161ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Campo Armiño.

I302SC Entrega Sin Contrato proveniente de la barra Carabayllo 220.

I524EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Carabayllo 220.

I525KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra Carabayllo 220.

I526EEP Entrega de EEPSA proveniente de la barra Carabayllo 220.

I530ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Carabayllo 220

R1065KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO (Valle del Mantaro).

R1134EEP Compromiso de EEPSA con ELECTROCENTRO.

R1274ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROCENTRO.

R217ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Carabayllo 220.

R697SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO (Sistema Valle del Mantaro)

RL30EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Huayucachi )

HUICRA 2.4 I536SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN

R1266ELP Compromiso de ELECTROPERU con Minera VOLCAN

INDEPENDENCIA220 I384ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Cantera

I418ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra DESIERTO

I422KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra DESIERTO

I423KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra CANTERA

I45ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de Campo Armiño y Huancavelica.

I493CLP Entrega de CELEPSA proveniente de la barra CANTERA 220.

I494CLP Entrega de CELEPSA proveniente de la barra Desierto 220.

I505EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Cantera 220.

I506EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Desierto 220.

I521EGA Entrega de EGASA proveniente de la CT PISCO

I527EGS Entrega de EGESUR proveniente de la C.T. Independencia

R1056EGA Retiro de EGASA para consumo de serv. auxil de la C.T. Pisco

R1070EGS Retiro de EGESUR para consumo de Serv. Aux de la C.T. Independencia.

R1154KAL Compromiso de KALLPA con su cliente SEAL (MARCONA)

R1161KAL Compromiso de KALLPA con MINSUR

R1221EGM Compromiso de EGEMSA con su cliente COELVISAC

R1225EGS Compromiso de EGESUR con ELECTRODUNAS S.A.A.

R1233EGA Retiro de EGASA hacia la barra Cantera 220 (CT Pisco)

R1234EGS Retiro de EGESUR hacia la barra Cantera 220 (CT Independencia)

R1235EGA Retiro de EGASA hacia la barra desierto 220 (CT Pisco)

R1236EGS Retiro de EGESUR hacia la barra desierto 220 (CT Independencia)

R1320ELP Compromiso de ELECTROPERU con SEAL (en Marcona)

R1363EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Huancavelica 220.

R1364KAL Retiro de KALLPA hacia la barra Huancavelica 220.

R1365EEP Retiro de EEPSA hacia la barra Huancavelica 220.

R1366EGM Retiro de EGEMSA hacia la barra Huancavelica 220.

R1367SC Retiro de Sin Contrato de ELECTRODUNAS hacia la barra Huancavelica 220.

R197ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Cantera.

R204ELP Compromiso de ELECTROPERU con ACEROS AREQUIPA.

R241EDG Compromiso de EDEGEL con CIA TEXTIL CREDISA TRUTEX S.A.A

R242EGA Compromiso de EGASA con SEAL (en Marcona).

R341TER Compromiso de TERMOSELVA con Cottonsur S.A.C.

R355ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Huancavelica 220.

R372SC Retiro Sin Contrato de ELECTRO DUNAS S.A.A..

R379SHO Compromiso de SHOUGESA con Shougang Hierro Perú (Sn Nicol., Mina, Jahuay) y Munic. de M

R749SC Retiro de Sin Contrato de ELECTROCENTRO hacia la barra Huancavelica 220.

R943ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra DESIERTO

R986CLP Compromiso de CELEPSA con SACOS PISCO S.A.C.

R989SC Retiro Sin Contrato de SEAL (en Marcona)

R992EGS Compromiso de EGESUR con ELECTRO DUNAS S.A.A. para su mercado no regulado.

R994KAL Compromiso de KALLPA con PAPELERA DEL SUR S.A.

R997SMC Retiro de SM CORONA hacia la barra Huancavelica 220.

RL15CHI Compromiso de CHINANGO con ELECTRO DUNAS S.A.A.

RL15EDG Compromiso de EDEGEL con ELECTRO DUNAS S.A.A.

RL15ENS Compromiso de ENERSUR con ELECTRO DUNAS S.A.A.

JULIACA 138 I272SGB Entrega de SAN GABAN para atender a ELECTROPUNO y Cemento Sur S.A.

R1033KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Cemento Sur S.A.


R1176SNP Compromiso de SN POWER PERU con ELECTROPUNO (Juliaca)


KIMAN AYLLU 220 I549EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Huallanca 138 KV.

I578ATN Entrega de ATN proveniente de la barra Conococha 220 KV.

R1335ATN Retiro de ATN hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV.




BARRA CÓDIGO DESCRIPCIÓN BARRA CÓDIGO DESCRIPCIÓN

LOS HEROES 220 I365EGS Entrega de EGESUR proveniente de la CT Calana y CH Aricota.

I84RDS Entrega de REDESUR proveniente de la barra Montalvo 220 kV.

R120SC Retiro Sin Contrato de ELECTROSUR (Ciudad de Tacna y Tomasiri).

R1287ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROSUR (TACNA)

MAHR TUNEL I427SNP Entrega de ELECTROANDES para atender a Minera VOLCAN


MEPSA60 I425EDG Entrega de EDEGEL para atender a MEPSA

R954KAL Compromiso de KALLPA con su cliente MEPSA

MILPO50 I112SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera Milpo S.A.

R167TER Compromiso de TERMOSELVA con Minera Milpo S.A.

MINA CARAHUACRA I433SNP Entrega de ELECTROANDES para atender a Minera VOLCAN


MOLLENDO I173EGA Entrega de EGASA de la CT Mollendo

R1009EGA Compromiso de EGASA con Tecnologia de Alimentos S.A.

R1018EGA Compromiso de EGASA con SEAL

R1144KAL Compromiso de KALLPA con SEAL


R229REP Retiro de REP hacia la barra REPARTICION.


MONTALVO I102ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la C.T. ILO2.

I221RDS Entrega de REDESUR proveniente de la barra PUNO 220KV.

R100RDS Retiro de REDESUR hacia la barra Socabaya 220 KV.

R1285ELP Compromido de ELECTROPERU con ELECTROSUR S.A (MONTALVO)

R150ENS Compromiso de ENERSUR con SPCC.

R161RDS Retiro de REDESUR hacia la barra Los Heroes 220 kV.

R305SREP Retiro de REP hacia la barra Toquepala.

R400SC Retiro Sin Contrato de ELECTROSUR (Ciudad de Moquegua)

MOROCOCHA 50 I216SMC Entrega de CORONA para atender a clientes de ELECTROANDES y CORONA.

R324SMC Compromiso de CORONA con el cliente Cia. Minera Argentum S.A.

R821SNP Compromiso de SN POWER PERU con el cliente Minera Perú Copper S.A.

NIÑA 220 I500SREP Entrega de REP proveniente de la barra CHICLAYO 220KV

R1192SREP Retiro de REP hacia la barra PIURA 220 KV

R1206KAL Suministro de KALLPA a la Compañia Minera Miski Mayo S.A.C.

OROYA 220 I180SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de su sistema.

I207ISA Entrega de ISA PERU proveniente de la barra Pachachaca 220 kV.

R194SNP Retiro de SN POWER PERU hacia su sistema.

R281ISA Retiro de ISA hacia la barra Carhuamayo 220 kV

OROYA50 I178SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a los clientes de KALLPA y CORONA.

I450SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a ELECTROCENTRO - Zona Oroya.

R1023SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO - Zona Oroya.

R1024SMC Compromiso de CORONA con la Minera IRL.

R1059KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO -Zona Oroya.

R1128EEP Compromiso de EEPSA con el cliente ELECTROCENTRO -Zona Oroya.

R1268ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROCENTRO S.A - Zona Oroya

R286KAL Compromiso de KALLPA con Mina Yauricocha.

RL36EGN Compromiso de EGENOR con su cliente ELECTROCENTRO - Zona Oroya.

PACHACHACA 50 I217SMC Entrega de CORONA para atender a clientes de SN POWER PERU.

I273SMC Entrega de CORONA proveniente de C.H. Huanchor

R303SNP Retiro de SN POWER PERU para atender a sus clientes en su sistema

R734SNP Retiro de SN POWER PERU hacia la barra Oroya 220 kV

PACHACHACA220 I191EDG Entrega de EDEGEL proveniente de la barra CALLAHUANCA 220

I39ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente del Complejo Mantaro por las Lineas 218 y 219.

I92CHI Entrega de CHINANGO proveniente de la C.H. Yanango y Chimay

R126ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Pomacocha.

R127ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Purunhuasi.

R128CHI Retiro de CHINANGO hacia la barra Pomacocha 220kv

R129CHI Retiro de CHINANGO hacia la barra callahuanca 220 kv

R192SNP Retiro de SN POWER PERU hacia la barra Pomacocha.

R193SNP Retiro de SN POWER PERU hacia la barra Purunhuasi.

R285ISA Retiro de ISA hacia la barra Oroya Nueva 220 kV

R815ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Pomacocha

R816ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Callahuanca

PARAGSHA 12 I464SNP Entrega de SN POWER para atender a Minera Volcan


PARAGSHA 50 I243SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Cia. Minera Atacocha S.A.

R376TER Compromiso de TERMOSELVA con Cia. Minera Atacocha S.A.

PARAGSHA138 I202ISA Entrega de ISA Peru proveniente de la barra Paragsha 220 kV

I59SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de su Sistema.




R727SC Retiro Sin Contrato de ELECTROCENTRO (Sistema Paragsha)




R795ENS Compromiso de ENERSUR con la empresa MInera los Quenuales S.A. (Izcaycruz)

R85REP Retiro de REP hacia la barra Huanuco.

R86KAL Compromiso de KALLPA con Minas Buenaventura S.A.A.

R87KAL Compromiso de KALLPA con Minera Raura S.A..

R921ENS Compromiso de ENERSUR para atender a su cliente Minera Raura S.A

RL27EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Paragsha 138)

PARAGSHA220 I533ATN Entrega de ATN proveniente de la barra Carhuamayo 220

I534ISA Entrega de ISA proveniente de la barra Carhuamayo 220

R1240ISA Retiro de ISA hacia la barra Paragsha 138

R1241ISA Retiro de ISA hacia la barra vizcarra 220

R1306ATN Retiro de ATN hacia la barra Conococha 220.

PARAMONGA 138 I507SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la C.H. Cahua

I508AIP Entrega de AIPSA proveniente de la C.T. Paramonga.

I561EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra Paramonga 220.

I562SNP Entrega de SN POWER proveniente de la barra Paramonga 220.

I563ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Paramonga 220.

R1198ENS Suministro de ENERSUR a su cliente PANASA

R1199ENS Suministro de ENERSUR a su cliente QUIMPAC

R1200SNP Suministro de SN POWER PERU a su cliente Esempat.

R1202SNP Retiro de SN POWER PERU hacia la barra Paramonga Nueva 220 KV

R1203AIP Retiro de AIPSA hacia la barra Paramonga Nueva 220 KV.

R1204EGN Compromiso de EGENOR con AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A. (AIPSA).

R1239SC Retiro Sin Contrato de EMSEMSA

PARAMONGA220 I14REP Entrega de REP proveniente de la barra Huacho.

I32TRS Entrega de ETESELVA proveniente de la barra Conococha 220.

I449REP Entrega de REP proveniente de la barra Zapallal.

I510SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la barra Paramonga 138 KV.

I511AIP Entrega de AIPSA proveniente de la barra Paramonga 138 KV.

I513MAJ Entrega de MAJA ENERGIA proveniente de la C.H. Roncador.

I544ESR Entrega de Eléctrica Santa Rosa proveniente de la C.H. Purmacana.

R1126KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Hidrandina (Paramonga)

R1127EEP Compromiso de EEPSA con su cliente Hidrandina (Paramonga)

R1265ELP Compromiso de ELECTROPERU con HIDRANDINA (Paramonga)

R1349EGN Retiro de EGENOR hacia la barra Paramonga 138.

R1350SNP Retiro de SN POWER hacia la barra Paramonga 138.

R1351ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Paramonga 138.

R154EDG Compromiso de EDEGEL con Cía. Minera Antamina (puerto Huarmey).

R155SNP Compromiso de SN POWER PERU con su cliente EDELNOR

R19REP Retiro de REP hacia Chimbote 220

R367SC Retiro Sin Contrato de HIDRANDINA (Sistema de Huarmey).

RL23EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Hidrandina S.A. (Paramonga 220)

PIURA220 I231EGN Entrega de EGENOR proveniente de CC.TT. Piura, Paita, Sullana.

I37SREP Entrega de REP proveniente de la barra La Niña.

I516SIN Entrega de SINERSA proveniente de la CH POECHOS 2

I565SREP Entrega de REP proveniente de la barra Chiclayo 220.

I579SDF Entrega de SDF ENERGIA proveniente de C.T. Tablazo.

R1119KAL Compromiso de KALLPA con ENOSA -zona Piura

R1258ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTRONOROESTE - zona Piura

R1314SGB Compromiso de SAN GABAN con ELECTRONOROESTE ( zona Piura)

R1331SNP Compromiso de SNP POWER PERU con Maple Etanol S.R.L.

R157REP Retiro de REP hacia la barra Talara

R344ENS Compromiso de ENERSUR con Textil Piura S.A.

R853SC Retiro Sin Contrato de ELECTRONOROESTE -Zona Piura

PTA. VICTORIA 50 I432SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera Volcan


PUNO 138 I528SGB Entrega de SAN GABAN para atender a ELECTROPUNO.

R1231SNP Compromiso de SN POWER PERU con ELECTROPUNO (22,9 kV)

R1232KAL Compromiso de KALLPA con ELECTROPUNO (22,9 kV)

R1369SC Retiro Sin Contrato de ELECTROPUNO (Sist. en 22.9kV)

PUNO 220 I222SGB Entrega de SAN GABAN proveniente del sistema Puno-Juliaca

R312RDS Retiro de REDESUR hacia la barra MONTALVO 220KV

PUNO 60 I457SGB Entrega de SAN GABAN para atender a ARUTANI y ELECTROPUNO.

R1040KAL Compromiso de KALLPA con ARUTANI S.A.C.

R1046SC Retiro Sin Contrato de ELECTROPUNO (Sist. Puno)



QUENCORO138 I170REP Entrega de REP proveniente de la barra DOLORESPATA

I497EGM Entrega de EGEMSA proveniente de la CH MACHUPICCHU

R1047SC Retiro Sin Contrato de ELECTROSURESTE


R1187SREP Retiro de REP hacia la barra Combapata 138

R1191EGM Retiro de EGEMSA hacia su sistema (atiende Clientes libres y regulado)





REPARTICION138 I179REP Entrega de REP proveniente de la barra MOLLENDO.

I463GEP Entrega de GEPSA proveniente de la CH. La Joya


R1309GEP Retiro de GEPSA para SS. Auxiliares de la C.H. La Joya


R237REP Retiro de REP hacia la barra CERRO VERDE.

R254EGA Compromiso de EGASA con SEAL.


ROSAURA 50 I237SMC Entrega de CORONA para atender a PERUBAR S.A.

R354ENS Compromiso de ENERSUR con Empresa Minera los Quenuales S.A. (Rosaura) ex-Perubar

SAN ANTONIO 4.16 I430SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


SAN ANTONIO 50 I431SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


SAN CRISTOBAL 2.4 I428SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


SAN CRISTOBAL 4.16 I426SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


SAN GABAN 138 I456SGB Entrega de SAN GABAN proveniente de la C.H. San Gaban para atender retiros en la barra

R1039EGM Compromiso de EGEMSA con ELECTRO SUR ESTE (Zona Mazuco y Puerto Maldonado)


R1057SC Retiro Sin Contrato de ELECTROSURESTE


R1210SNP Compromiso de SN POWER a ELECTROPUNO


SAN JUAN220 I154ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Chilca.

I174SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la barra Pomacocha.

I1ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Pomacocha.

I318ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Pomacocha.

I33EDG Entrega de EDEGEL al sistema LUZ DEL SUR.

I382ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Chilca.

I419KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra CHILCA

I490CLP Entrega de CELEPSA proveniente de la barra Chilca 220.

I501EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra CHILCA 220

I570EGA Entrega de EGASA proveniente de la barra Chilca 220 (CT Pisco)

I571EGS Entrega de EGESUR proveniente de la barra Chilca 220 (CT. Independencia).

I93CHI Entrega de CHINANGO proveniente de la barra Pomacocha 220kv

R1170KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Ceramica San Lorenzo S.A..


R1243EGN Compromiso de EGENOR con LUZ DEL SUR.


R1254ELP Compromiso de ELECTROPERU con LUZ DEL SUR

R1279EGA Compromiso de EGASA con LUZ DEL SUR

R1289EDG Compromiso de EDEGEL con LUZ DEL SUR

R1294EEP Compromiso de EEPSA con LUZ DEL SUR.

R1328SDF Compromiso de SDF Energia con CELEPSA para atender a sus clientes.

R1330CLP Compromiso de CELEPSA con OPP FILM.


R288TER Compromiso de TERMOSELVA con LUZ DEL SUR.

R310CHI Compromiso de CHINANGO con Centros Comerciales del Perú S.A.

R311ELP Compromiso de ELECTROPERU con AATE (Tren Eléctrico).

R338CHI Compromiso de CHINANGO con su cliente Urbi Propiedades (Torre Interbank).

R370CLP Compromiso de CELEPSA con Cementos Lima S.A..

R420SC Retiro Sin Contrato de Luz del Sur

R429ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Chilca

R430EDG Retiro de EDEGEL hacia la barra Chilca

R432SNP Retiro de SN POWER hacia la barra Chilca

R7SREP Retiro de REP hacia la barra Santa Rosa.

R903TER Compromiso de TERMOSELVA con su cliente Banco Continental.

R960KAL Compromiso de KALLPA con su cliente COELVISAC (Minera Condestable)

R972KAL Compromiso de KALLPA con su cliente OWENS ILLINOIS PERU S.A.

R979SNP Compromiso de SN POWER PERU con LUZ DEL SUR.

RL08CHI Compromiso de CHINANGO con LUZ DEL SUR.

RL08EDG Compromiso de EDEGEL con LUZ DEL SUR (Sist. Lima).

RL08EEP Compromiso de EEPSA con LUZ DEL SUR (Sist. Lima).

RL08EGN Compromiso de EGENOR con LUZ DEL SUR (Sist. Lima).

RL08ENS Compromiso de ENERSUR con LUZ DEL SUR (Sist. Lima).


RL08TER Compromiso de TERMOSELVA con LUZ DEL SUR (Sist. Lima).

SAN MATEO 50 I212SMC Entrega de CORONA para atender a la Minera Los Quenuales S.A.


SANTA ROSA220 I31EDG Entrega de EDEGEL al sistema EDELNOR.

I32EDG Entrega de EDEGEL al sistema LUZ DEL SUR.

I577PET Entrega de PETRAMAS S.A.C. proveniente de la C.T. Huaycoloro

I7SREP Entrega de REP proveniente de la barra San Juan.




I8EDG Entrega de EDEGEL proveniente de la C.T. Santa Rosa Nueva.

I9EDG Entrega de EDEGEL proveniente de la C.H. Huinco.

R1021EDG Compromiso de EDEGEL con Tejidos San Jacinto S.A..

R1022KAL Compromiso de KALLPA con Productos Tissue del Peru S.A. (PROTISA)

R1054EGS Compromiso de EGESUR con EDELNOR para atender a su mercado libre.


R1183KAL Compromiso de KALLPA GENERACION con Cartones Villa Marin S.A. (CARVIMSA)

R1242EGN Compromiso de EGENOR con LUZ DEL SUR


R1251ELP Compromiso de ELECTROPERU con EDELNOR

R1255ELP Compromiso de ELECTROPERU con LUZ DEL SUR.

R1278EGA Compromiso de EGASA con su cliente LUZ DEL SUR.

R1288EDG Compromiso de EDEGEL con LUZ DEL SUR.

R1293EEP Compromiso de EEPSA con LUZ DEL SUR.

R287TER Compromiso de TERMOSELVA con LUZ DEL SUR.

R342ENS Compromiso de ENERSUR con Universidad de Lima

R353ENS Compromiso de ENERSUR con Manufacturas de Metal y Aluminio Record S.A.

R357KAL Compromiso de KALLPA con su clienten Corporación Miyasato S.A.C.

R419SC Retiro Sin Contrato de Luz del Sur

R605SC Retiro Sin Contrato de EDELNOR

R607EDG Compromiso de EDEGEL con Moly-Cop Adesur S.A.

R8EDG Compromiso de EDEGEL con EDELNOR.

R952KAL Compromiso de KALLPA con su cliente GLORIA.

R953KAL Compromiso de KALLPA con su cliente CENTRO PAPELERO.

R971ENS Compromiso de ENERSUR con su cliente Minera San Juan S.A.

R977KAL Compromiso de KALLPA con su cliente COELVISAC (Kimberly Clark- planta Santa Clara).

R978SNP Compromiso de SN POWER PERU con LUZ DEL SUR

R9REP Retiro de REP hacia la barra Chavarria.

RL07CHI Compromiso de CHINANGO con LUZ DEL SUR.

RL07EDG Compromiso de EDEGEL con LUZ DEL SUR. (Sist. Lima)

RL07EEP Compromiso de EEPSA con LUZ DEL SUR. (Sist. Lima)

RL07EGN Compromiso de EGENOR con LUZ DEL SUR. (Sist. Lima)

RL07ENS Compromiso de ENERSUR con LUZ DEL SUR. (Sist. Lima)


RL07TER Compromiso de TERMOSELVA con LUZ DEL SUR. (Sist. Lima)

RL13CHI Compromiso de CHINANGO con EDELNOR. Por licitacion

RL13EDG Compromiso de EDEGEL con EDELNOR. (Sist. Lima)

RL13EEP Compromiso de EEPSA con EDELNOR. Por Licitacion

RL13EGN Compromiso de EGENOR con EDELNOR. Por Licitacion

RL13EGS Compromiso de EGESUR con EDELNOR por licitacion


RL13ENS Compromiso de ENERSUR con EDELNOR. Por Licitacion

RL13SMC Compromiso de SM CORONA con EDELNOR. Por Licitacion


RL13TER Compromiso de TERMOSELVA con EDELNOR. Por Licitacion

SANTUARIO138 I73SREP Entrega de REP proveniente de la barra Callalli.

I74EGA Entrega de EGASA proveniente de la CH. Charcani V.

R1008SC Retiro Sin Contrato hacia la barra Chilina 33, para atender retiro Sin Contrato de SEAL en Chilina

R1052KAL Compromiso de KALLPA para atender a Cemento Yura.

R107SREP Retiro de REP hacia la barra Socabaya.

R1141KAL Compromiso de KALLPA con SEAL

R1156KAL Retiro de KALLPA hacia la barra Chilina 33, para atender a sus clientes en Chilina 33

R1157EGA Retiro de EGASA hacia la barra Chilina 33, para atender a sus clientes en Chilina 33


R1332ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Chilina 33, para atender a sus clientes en Chilina 33

R1353EDG Compromiso de EDEGEL con COELVISAC (para atender a Cemento Yura S.A.)

R983SC Retiro Sin Contrato de SEAL (por Charcani V).

SHELBYCHU50 I471SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera CHUNGAR

R1092ELP Compromiso de ELECTROPERU con su cliente Minera CHUNGAR

SHELBYHUA50 I474SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Pan American Silver-Mina Quiruvilca (Mina Huaron)

R1103SMC Compromiso de SM CORONA con su cliente Pan American Silver-Mina Quiruvilca (Mina Huaron)

SJU10 I469SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


SJU2.4 I470SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera VOLCAN


SMELTER50 I473SNP Entrega de SN POWER PERU para atender a Minera EL BROCAL

R1095SGB Compromiso de SAN GABAN con su cliente Minera EL BROCAL

SOCABAYA138 I77SREP Entrega de REP proveniente de la barra Santuario.

I78TRM Entrega de TRANSMANTARO desde la barra Socabaya 220 KV.

R111EGA Compromiso de EGASA con SEAL (atiende la Ciudad de Arequipa).


R113SREP Retiro de REP hacia la barra Cerro Verde.

R1284ELP Compromiso de ELECTRPERU con ELECTROSUR S.A. (Sist. Puquina, Omate)





R146SC Retiro Sin Contrato de ELECTROSUR (atiende a Puquina-Omate).

R608EDG Compromiso de EDEGEL con MOLY-COP ADESUR S.A.


SOCABAYA220 I95TRM Entrega de TRASMANTARO de la barra Campo Armiño 220 kV.

I96RDS Entrega de REDESUR de la barra MONTALVO 220 KV.

R134TRM Retiro de TRANSMANTARO hacia la barra Socabaya 138 KV.

R871KAL Compromiso de KALLPA con Sociedad Minera Cerro Verde

TALARA220 I110ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la C.T. Tumbes Nueva.

I111REP Entrega de REP proveniente de la barra Piura.

I51EEP Entrega de EEPSA proveniente de la C.T. Malacas.

I558ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Zorritos 220 KV (importación de Ecuador).

R1104EEP Suministro de EEPSA a su cliente ENOSA

R1105KAL Suministro de KALLPA a su cliente ENOSA

R1106ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra ZORRITOS 220

R1107EGN Retiro de EGENOR hacia la barra ZORRITOS 220

R1110EEP Retiro de EEPSA hacia la barra ZORRITOS 220

R1111KAL Retiro de KALLPA hacia la barra ZORRITOS 220

R1257ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTRONOROESTE

R1313SGB Compromiso de SAN GABAN con ELECTRONOROESTE ( zona Talara)

R1317SGB Retiro de SAN GABAN hacia la barra Zorritos 220 KV.

R1347SC Retiro de Sin Contrato de Electronoroeste hacia la barra ZORRITOS 220

R368SC Retiro Sin Contrato de ELECTRONOROESTE (Sistema de Talara).

RL19EGN Compromiso de EGENOR con su cliente ENOSA (Talara 220)

TICLIO 50 I215SMC Entrega de CORONA para atender a la Minera VOLCAN.

R298ELP Compromiso de ELECTROPERU con Minera VOLCAN

TINGO MARIA 138 I542REP Entrega de REP proveniente de la barra TINGO MARIA 220KV

I54TRS Entrega de ETESELVA proveniente de la barra Tingo María 220 kV.

R1067KAL Compromiso de KALLPA con el cliente ELECTROCENTRO (Ciudad Tingo Maria y otros).

R1136EEP Compromiso de EEPSA con su cliente Electrocentro

R1238SGB Compromiso de SAN GABAN con su cliente ELECTRO ORIENTE (Sistema electrico regional San Martin)


R1368SC Retiro Sin Contrato de ELECTRO ORIENTE

R337ENS Compromiso de ENERSUR con su cliente Industrias del Espino S.A.

R351SC Retiro Sin Contrato de ELECTROTOCACHE

R382SC Retiro sin contrato de ELECTROCENTRO (Sist. Tingo Maria)

R80REP Retiro de REP hacia la barra Huanuco.

R91TER Compromiso de TERMOSELVA con ETESELVA (SS.AA. Subestación Tingo María).

RL32EGN Compromiso de EGENOR con su cliente Electrocentro S.A. (Tingo Maria 138)

TINGO MARIA 220 I192ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la barra Vizcarra.

I447EGN Entrega de EGENOR proveniente de la Barra Vizcarra 220

I488EEP Entrega de EEPSA proveniente de la barra VIZCARRA 220

I62TER Entrega de TERMOSELVA proveniente de la barra Aguaytia 220 KV

I63TER Entrega de TERMOSELVA proveniente de la barra Vizcarra.

R1014EGN Retiro de EGENOR hacia la Barra Aguaytia 220

R1159EEP Retiro de EEPSA hacia la barra AGUAYTIA 220

R1308REP Retiro de REP hacia la barra TINGO MARIA 138KV

R270ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Aguaytia 220 KV

R283CHI Retiro de CHINANGO hacia la barra Vizcarra.

R814ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Vizcarra

R92TRS Retiro de ETESELVA hacia la barra Tingo María 138 kV.

R93SNP Retiro de SN POWER PERU hacia la barra Vizcarra.

R94TER Retiro de TERMOSELVA hacia la barra Aguaytia 220 KV

R95TER Retiro de TERMOSELVA hacia la barra Vizcarra.

TINTAYA138 I168REP Entrega de REP proveniente de la barra AYAVIRI.

I499SREP Entrega de REP proveniente de la barra Combapata 138

R101SREP Retiro de REP hacia la barra Callalli.

R102EGM Compromiso de EGEMSA con ELECTRO SURESTE (atiende a Yauri y SS.AA. Tintaya 138).

R1371KAL Compromiso de KALLPA GENERACION con Xstrata Tintaya S.A.(Proyecto Antapaccay).

R264EGM Compromiso de EGEMSA con Xstrata Tintaya S.A.

R362ENS Compromiso de ENERSUR con Xstrata Tintaya S.A.

TOQUEPALA138 I219SREP Entrega de REP proveniente de la barra Montalvo.

I80EGS Entrega de EGESUR proveniente de la C.H. Aricota

R116ENS Compromiso de ENERSUR con SPCC.

R1286ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTROSUR (TOQUEPALA)

R904SC Retiro Sin Contrato de Electrosur (Sist. Toquepala,Ilo,Aricota y Sarita)

TRUJILLO220 I19SREP Entrega de REP proveniente de la barra Chimbote.

I462ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la C.T. Trujillo (CT de emergencia).

I560SCON Entrega de CONENHUA proveniente de la barra Cajamarca 220 KV.

R1051ELP Retiro de ELECTROPERU para atender a la C.T. Trujillo (C.T.de emergencia).

R1124KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Hidrandina-zona Trujillo

R1125EEP Compromiso de EEPSA con su cliente Hidrandina -zona Trujillo

R1261ELP Compromiso de ELECTROPERU con HIDRANDINA - zona Trujillo


R1341ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV.

R1342TER Retiro de TERMOSELVA hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV.

R1343KAL Retiro de KALLPA hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV.




R1344ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV (Hidrandina).

R1344SC Retiro de Sin Contrato de Hidrandina hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV.

R1345SC Retiro de Sin Contrato de Electronorte hacia la barra Cajamarca Norte 220 KV.

R21REP Retiro de REP hacia la barra Guadalupe.

R364KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Trupal S.A..

R366SC Retiro Sin Contrato de HIDRANDINA (Sistema de Trujillo).

R606EGN Compromiso EGENOR con Emp. Minera Barrick Misquichilca (planta Alto Chicama)

R959KAL Compromiso de KALLPA con su cliente Casa Grande S.A.

RL20EGN Compromiso de EGENOR con HIDRANDINA S.A. (Trujillo 220)

VENTANILLA220 I27EDG Entrega de EDEGEL proveniente de la C.T. Ventanilla.

R1037EDG Compromiso de EDEGEL con EDELNOR

R1038SC Retiro sin contrato de EDELNOR (VENTANILLA)

R1055EGS Compromiso de EGESUR con EDELNOR para atender a su mercado libre

R1249ELP Compromiso de ELECTROPERU con EDELNOR (MERCADO LIBRE)

R37SREP Retiro de REP hacia la barra Chavarria

R44SREP Retiro de REP hacia la barra Chavarria.

R45SREP Retiro de REP hacia la barra Zapallal.

RL37CHI Compromiso de CHINANGO con EDELNOR.

RL37EDG Compromiso de EDEGEL con EDELNOR

RL37EEP Compromiso de EEPSA con EDELNOR

RL37EGN Compromiso de EGENOR con EDELNOR

RL37EGS Compromiso de EGESUR con EDELNOR


RL37ENS Compromiso de ENERSUR con EDELNOR

RL37SMC Compromiso de CORONA con EDELNOR


RL37TER Compromiso de TERMOSELVA con EDELNOR

VIZCARRA220 I203ISA Entrega de ISA Perú proveniente de la barra Oroya Nueva 220kV.

I205CHI Entrega de CHINANGO proveniente de la barra Tingo Maria 220kV.

I314ENS Entrega de ENERSUR proveniente de la barra Tingo Maria 220

I65TER Entrega de TERMOSELVA proveniente de la barra Tingo María 220 kV.

I66SNP Entrega de SN POWER PERU proveniente de la barra Tingo María 220 kV.

R1015EGN Retiro de EGENOR hacia la Barra Tingo Maria 220

R1160EEP Retiro de EEPSA hacia la Barra Tingo Maria 220

R122TER Retiro de TERMOSELVA hacia la barra Tingo María 220 kV.

R269ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Tingo María 220 kV.

R945ENS Compromiso de ENERSUR con la Minera Santa Luisa

R98EDG Compromiso de EDEGEL con Cia. Minera Antamina (mina) y SVC de Vizcarra.

R99TRS Retiro de ETESELVA hacia la barra Conococha 220.

ZAPALLAL220 I13SREP Entrega de REP proveniente de la barra Ventanilla.

I537TRM Entrega de TRANSMANTARO proveniente de la barra Carabayllo 220.

R1019REP Retiro de REP hacia la barra Paramonga

R14REP Retiro de REP hacia la barra Huacho.

ZORRITOS220 I476ELP Entrega de ELETROPERU proveniente de la barra TALARA 220KV

I477EGN Entrega de EGENOR proveniente de la barra TALARA 220KV

I480EEP Entrega de EEPSA proveniente de la barra TALARA 220KV

I481KAL Entrega de KALLPA proveniente de la barra TALARA 220KV

I482ELP Entrega de ELECTROPERU proveniente de la CT TUMBES

I546SGB Entrega de SAN GABAN proveniente de la barra TALARA 220KV

I557ENS Entrega de ENERSUR proveniente de Ecuador ( Machala)

I559SC Entrega de Sin Contrato de Electronoroeste proveniente de la barra TALARA 220KV

R1112ELP Retiro de ELECTROPERU hacia la barra Talara 220kv

R1113EGN Compromiso de EGENOR con ENOSA

R1116EEP Compromiso de EEPSA con ENOSA

R1117KAL Compromiso de KALLPA con ENOSA

R1256ELP Compromiso de ELECTROPERU con ELECTRONOROESTE S.A

R1295SC Retiro Sin Contrato de ELECTRONOROESTE S.A

R1312SGB Compromiso de SAN GABAN con ELECTRONOROESTE ( zona Zorritos)

R1346ENS Retiro de ENERSUR hacia la barra Talara 220 KV (importación de Ecuador).


14 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA

14VA

LORI

ZACI

ÓN

DE

TRAN

SFER

ENCI

AS D

E PO

TEN

CIA

Oreja de Oro y Turquesa,Museo Tumbas Reales de Sipán

LambayequeCrédito: Daniel Silva / PromPerú

C.H. Cañón del Pato - EGENORUbicación: Ancash / Huaylas / Huallanca



CUADRO N° 14.1POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES DEL COES - A DICIEMBRE 2011

EMPRESA CENTRAL UNIDAD

TERMOSELVA AGUAYTIA TG-1 88 209

AGUAYTIA TG-2 86 754

SN POWER PERÚ CAHUA 40 946

PARIAC 4 951

GALLITO CIEGO 28 782

SAN ANTONIO 580

SAN IGNACIO 422

HUAYLLACHO 186

MISAPUQUIO 3 866

MALPASO 48 021

OROYA 9 480

PACHACHACA 9 650

YAUPI 112 679

EDEGEL HUINCO 247 340

MATUCANA 128 578

CALLAHUANCA 80 433

MOYOPAMPA 66 127

HUAMPANI 30 176

SANTA ROSA UTI-5 52 949

SANTA ROSA UTI-6 51 499

SANTA ROSA WTG-7 123 186

SANTA ROSA TG-8 196 435

VENTANILLA TG3+TG4 CCOMB F.DIREC. 490 546

EEPSA MALACAS TG-A 13 025

MALACAS TG-B 14 991

MALACAS TG-4 102 689

EGENOR CARHUAQUERO 87 723

CARHUAQUERO IV -

CAÑA BRAVA 5 711

CAÑON DEL PATO 259 334

CHICLAYO OESTE SULZER-1 3 168

CHICLAYO OESTE SULZER-2 3 164

CHICLAYO OESTE GMT-3 2 451



PIURA GMT-1 2 744

PIURA GMT-2 2 710

PIURA TG 16 116

PIURA MIRLEES-1 552

PIURA MIRLEES-4 907

CHIMBOTE TG-3 19 874

LAS FLORES TG1 196 102

ELECTROPERÚ COMPLEJO MANTARO MANTARO 670 657

COMPLEJO MANTARO RESTITUCION 215 359

TUMBES MAK1 7 166

TUMBES MAK2 8 019

CT TRUJILLO EMERGENCIA 62 046

SHOUGESA SAN NICOLAS TV-1 18 467

SAN NICOLAS TV-2 16 922

SAN NICOLAS TV-3 25 351

SAN NICOLAS CUMMINS 1 238

POTENCIAFIRME (kW)

EMPRESA CENTRAL UNIDAD

EGASA CHARCANI 1 1 491

CHARCANI 2 599

CHARCANI 3 4 408

CHARCANI 4 15 301

CHARCANI 5 144 622

CHARCANI 6 8 947

MOLLENDO MIRLESS 1 8 781



PISCO TG1 33 238

PISCO TG2 33 903

CHILINA TV2 5 846

CHILINA TV3 9 798

CHILINA C. COMBINADO 15 233

CHILINA SULZER1 4 932

CHILINA SULZER2 4 814

EGEMSA MACHUPICCHU 88 800

SAN GABAN SAN GABAN II 113 098

BELLAVISTA MAN 1 1 740

BELLAVISTA ALCO 1 706

TAPARACHI SKODA 1 420

TAPARACHI MAN 1 599

TAPARACHI MAN 3 1 556

TAPARACHI MAN 4 1 519

EGESUR ARICOTA 1 22 500

ARICOTA 2 12 400

INDEPENDENCIA WARTSILA1 5 630




ENERSUR ILO TV2 -

ILO TV3 67 314

ILO TV4 61 221

ILO TG-1 34 892

ILO TG-2 30 451

ILO CATKATO 3 255

ILO TVC1 140 329

YUNCAN 136 760

CHILCA TG1 170 759

CHILCA TG2 167 641

CHILCA TG3 189 422

CORONA HUANCHOR 19 632

KALLPA GENERACIÓN KALLPA TG1 185 573

KALLPA TG2 192 968

KALLPA TG3 194 181

SANTA CRUZ SANTA CRUZ I 2 236

SANTA CRUZ II 2 595

SDF ENERGÍA OQUENDO TG1 28 818

CHINANGO YANANGO 14 438

CHIMAY 150 900

GEPSA LA JOYA 3 923

CELEPSA PLATANAL 217 383

AGRO PARAMONGA PARAMONGA TV1 11 125

MAJA ENERGÍA RONCADOR 1 615

SINERSA POECHOS II 5 339

ELEC. SANTA ROSA PURMACANA 358

AGUAS Y ENERGÍA PERÚ PÍAS 6 300

PETRAMAS HUAYCOLORO TG2 3 149

POTENCIAFIRME (kW)

El cálculo de las transferencias de potencia entre integrantes, se efectuó siguiendo los Procedimientos N° 25, 26, 27, 28, 29 y 30 vigentes.

En el Cuadro N° 14.1 se muestra la potencia fi rme remunerable de los generadores integrantes del COES. En el Cuadro N° 14.3 muestra la valorización de las transferencias de potencia en el COES, la cual asciende a 76 870 870 Nuevos Soles.

14 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA 143

EMPRESA

TERMOSELVA 88 209

EDEGEL 247 340

EEPSA 13 025

EGENOR 87 723

SN POWER PERÚ 40 946

ELECTROPERÚ 670 657

SHOUGESA 18 467

EGASA 1 491

EGEMSA 88 800

SAN GABAN 113 098

EGESUR 22 500

ENERSUR 0

CORONA 19 632

KALLPA GENERACIÓN 185 573

SANTA CRUZ 2 236

SDF ENERGÍA 28 818

CHINANGO 14 438

GEPSA 3 923

CELEPSA 217 383

AGRO PARAMONGA 11 125

MAJA ENERGÍA 1 615

SINERSA 5 339

ELEC. SANTA ROSA 358

AGUAS Y ENERGÍA 0

PETRAMAS S.A.C. 0

TOTAL 1 882 696

POTENCIAFIRME (kW)

EMPRESA FEBRERO ENERO

(*) SETIEMBRE AGOSTO

(*)NOVIEMBRE

(*) ABRIL MAYO JUNIO JULIO Marzo

(*)

CUADRO N°14.2POTENCIA FIRME REMUNERABLE DEL COES 2011 - (en kW)

TERMOSELVA 174 148 174 279 174 602 174 755 101 599 134 261 56 991 175 131 173 121 173 110 172 789 174 194 154 915

EDEGEL 1 339 207 1 409 724 1 367 693 1 369 546 1 463 053 1 464 745 1 462 879 1 466 215 1 449 478 1 450 171 1 450 082 1 460 822 1 429 468

EEPSA 132 002 132 100 130 394 130 527 130 617 130 742 126 786 127 490 115 944 129 322 129 081 130 131 128 761

EGENOR 409 305 469 789 536 124 550 499 483 161 571 691 543 753 563 407 550 999 566 686 590 535 604 804 536 729

SN POWER PERU 256 125 256 316 256 661 256 886 257 063 259 782 259 276 259 932 256 948 256 817 256 338 258 421 257 547

ELECTROPERU 936 204 958 583 960 497 961 034 961 766 905 355 899 109 901 395 891 061 907 216 951 214 959 013 932 704

SHOUGESA - - - - - - - - - 43 353 59 984 43 624 12 247

EGASA 256 814 240 954 241 358 264 827 241 923 242 236 248 573 242 352 239 589 285 792 287 388 283 184 256 249

EGEMSA 88 380 88 445 88 564 88 642 88 703 88 788 88 615 88 840 87 820 87 860 87 697 88 410 88 397

SAN GABAN 114 960 112 646 112 798 118 763 115 262 113 876 112 863 113 148 111 850 115 916 119 167 119 767 115 085

EGESUR 56 836 56 825 56 924 57 006 57 073 57 157 57 066 57 242 56 611 56 660 56 583 57 060 56 920

ENERSUR 913 172 889 698 935 144 936 221 937 128 938 286 936 881 837 285 888 430 760 912 771 712 932 587 889 788

CORONA 19 539 19 554 19 580 19 597 19 610 19 629 19 591 19 641 19 416 19 424 19 388 19 546 19 543

KALLPA GENERACION 554 265 555 162 556 437 557 441 558 355 559 143 558 580 559 999 553 769 554 287 553 512 570 206 557 596

SANTA CRUZ 4 526 4 530 4 536 4 539 4 542 4 548 4 539 4 550 4 498 4 780 4 771 4 809 4 597

SDF ENERGIA 26 871 25 413 8 076 27 286 26 200 11 701 8 686 - - - 9 653 - 11 990

CHINANGO 164 517 164 641 164 863 165 007 165 122 165 280 164 957 165 375 163 477 163 588 163 283 164 611 164 560

GEPSA 2 795 2 797 2 802 2 804 2 806 2 809 2 803 2 810 2 778 3 881 3 874 3 906 3 072

CELEPSA 216 353 216 516 216 806 216 997 217 147 217 355 216 931 217 480 214 984 215 082 214 682 216 428 216 397

AGRO PARAMONGA 10 762 8 584 8 439 11 332 11 627 10 297 8 815 9 527 9 243 8 666 6 510 11 077 9 573

MAJA ENERGIA 1 891 1 893 1 895 1 896 1 897 1 900 1 897 1 901 1 879 1 598 1 596 1 608 1 821

SINERSA 7 609 7 615 7 625 7 632 7 637 7 644 7 629 7 648 7 560 5 283 5 273 5 316 7 039

ELEC. SANTA ROSA 161 358 358 358 357 358 354 354 353 357 337

AGUAS Y ENERGIA - 6 272 3 136

PETRAMAS 1 473 3 136 2 304

TOTAL (1) 5 686 279 5 796 063 5 851 980 5 923 597 5 852 649 5 907 584 5 787 574 5 821 725 5 799 811 5 810 759 5 916 937 6 119 288 5 860 777

OCTUBRE DICIEMBRE PROMEDIO

(*) Hubo más de un escenario, ponderado en función a los días de parque generador en operación comercial vigente.(1) Los valores corresponden a las últimas revisiones de los informes al 11.01.2012

CUADRO N° 14.1.1


CUADRO N° 14.3VALORIZACIÓN ANUAL DE LAS TRANSFERENCIAS DE POTENCIA EN EL COES 2011

(NUEVOS SOLES)

EMPRESA TOTAL

TERMOSELVA 40 545 947 22 234 238 -24 434 8 434 -113 133 -18 440 843

EDEGEL 199 820 325 217 465 468 183 790 -2 260 065 44 518 15 613 386

EEPSA 22 208 780 19 683 960 -46 188 15 331 20 155 -2 535 521

EGENOR 63 794 162 80 361 102 123 942 -569 749 -79 716 16 041 417

SN POWER PERU 34 656 706 39 400 940 33 922 -17 816 45 801 4 806 141

ELECTROPERU 123 980 096 142 537 256 -2 091 506 648 -97 948 18 963 769

SHOUGESA 9 629 619 2 018 674 -717 3 881 -22 309 -7 630 091

EGASA 34 983 797 39 234 905 23 995 166 035 64 313 4 505 452

EGEMSA 21 062 664 13 898 673 38 035 15 171 -11 276 -7 122 061

SAN GABAN 19 804 664 17 361 555 21 681 -7 573 67 591 -2 361 410

EGESUR 6 291 399 8 488 776 -12 942 397 6 374 2 191 206

ENERSUR 140 325 576 133 966 180 -21 186 1 996 661 -423 970 -4 807 891

CORONA 2 437 211 3 128 318 -8 059 2 128 -685 684 489

KALLPA GENERACION 114 812 637 85 675 727 -160 000 116 020 456 923 -28 723 967

SANTA CRUZ - 842 261 -4 069 4 334 6 622 849 148

SDF ENERGIA 4 606 413 2 010 290 -7 860 2 292 15 884 -2 585 807

CHINANGO 27 106 957 24 502 452 -66 320 13 277 -5 732 -2 663 279

GEPSA - 453 403 -976 14 404 -5 620 461 211

CELEPSA 23 989 296 33 576 657 -62 428 22 746 31 457 9 579 135

AGRO PARAMONGA - 1 555 024 -4 073 985 1 744 1 553 681

MAJA ENERGIA 16 962 310 669 -1 008 -3 587 1 646 290 758

SINERSA - 1 177 918 -2 732 -30 080 -2 749 1 142 358

ELEC. SANTA ROSA - 46 778 -107 27 112 46 810

AGUAS Y ENERGIA - 79 947 -32 - - 79 916

PETRAMAS S.A.C. - 62 039 -142 97 - 61 994

TOTAL 890 073 210 890 073 210 -0 -0 -0 -0

EGRESOS POR COMPRA DE POTENCIA

INGRESOS POR POTENCIA

COMP. R.R.(1)

SALDOS MESES ANTERIORES

REC. ANUAL (2)

Nota

(1) Corresponde a las compensaciones por proveer reserva rotante.(2) Corresponde al Recálculo Anual del Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema (IAPG) del periodo Mayo 2010 a Abril

2011 efectuado el 27/05/2011.

EMPRESA MARZO FEBRERO ENERO SETIEMBRE AGOSTO NOVIEMBRER.ANUAL

(2) MAYO JUNIO JULIO ABRIL

CUADRO N°14.4

VALORIZACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE POTENCIA EN EL COES 2011 (NUEVOS SOLES)

OCTUBRE DICIEMBRE TOTAL

(*) Nota

- Elaborado en base a los cuadros de pagos y cobros entre empresas integrantes. Los montos incluyen saldos de recálculos de valorizaciones de meses anteriores que se han incluido en la valorización mensual.

(1) El total considera sólo los cobros realizados(2) Corresponde al Recálculo Anual del Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema (IAPG) del periodo Mayo 2010 a Abril 2011 efectuado el 27/05/2011

TERMOSELVA -1 575 756 -1 487 243 -1 439 135 -1 503 083 -113 133 -2 329 355 -1 810 475 -2 761 019 -1 112 906 -915 789 -1 083 399 -1 181 321 -1 128 228 -18 440 843

EDEGEL 130 736 -398 341 -673 301 580 567 44 518 1 750 229 1 828 054 2 300 234 2 009 401 1 624 864 2 005 431 2 692 733 1 718 262 15 613 386

EEPSA -185 285 -192 799 -189 800 -203 012 20 155 -144 046 -208 701 -253 998 -229 097 -394 621 -186 010 -154 091 -214 217 -2 535 521

EGENOR -812 630 707 248 2 887 540 1 666 105 -79 716 712 823 1 393 627 1 680 396 1 782 117 1 313 717 2 025 316 1 704 509 1 060 366 16 041 417

SN POWER PERU 695 710 584 044 603 270 474 238 45 801 567 552 495 434 402 365 300 667 228 651 275 200 52 470 80 737 4 806 141

ELECTROPERU 3 243 608 3 847 447 3 503 206 3 288 853 -97 948 1 720 584 1 119 161 781 967 776 839 169 984 878 717 38 642 -307 291 18 963 769

SHOUGESA -672 042 -804 892 -715 629 -808 691 -22 309 -761 786 -832 278 -798 437 -821 996 -820 970 -366 299 -9 649 -195 112 -7 630 091

EGASA 245 158 271 924 30 372 458 534 64 313 35 987 146 022 282 604 237 985 149 789 869 251 912 812 800 701 4 505 452

EGEMSA -517 154 -570 836 -687 295 -612 982 -11 276 -679 605 -652 030 -787 518 -720 130 -786 419 -812 101 -140 288 -144 425 -7 122 061

SAN GABAN 534 655 614 803 -274 435 -359 527 67 591 -502 674 -525 797 -473 517 -559 156 402 829 -219 753 -470 300 -596 130 -2 361 410

EGESUR 164 851 164 336 175 311 157 733 6 374 175 589 161 904 226 954 213 019 219 252 228 401 200 037 97 445 2 191 206

ENERSUR 1 050 846 79 454 -182 584 -625 178 -423 970 -58 246 181 491 680 663 -430 815 -398 941 -1 905 423 -2 341 683 -433 504 -4 807 891

CORONA 63 509 61 902 51 539 52 691 -685 71 518 108 320 39 816 46 146 51 720 54 646 42 360 41 009 684 489

KALLPA GENERACION -2 581 886 -2 696 780 -2 764 977 -2 741 767 456 923 -2 120 163 -2 134 640 -2 470 610 -2 257 796 -2 533 922 -2 303 338 -2 235 500 -2 339 511 -28 723 967

SANTA CRUZ 84 058 84 737 84 818 88 705 6 622 70 732 62 606 59 779 55 946 59 536 59 876 67 829 63 905 849 148

SDF ENERGIA -91 639 -20 333 -285 621 120 303 15 884 -71 529 -229 871 -227 244 -365 247 -389 828 -405 840 -248 061 -386 781 -2 585 807

CHINANGO -244 085 -276 965 -192 152 -175 323 -5 732 -69 550 -272 825 -222 304 -230 811 -289 541 -245 777 -225 788 -212 427 -2 663 279

GEPSA 27 711 30 878 38 247 39 158 -5 620 39 138 39 845 35 231 32 976 35 087 35 238 63 758 49 564 461 211

CELEPSA 179 538 -241 878 -220 176 -196 260 31 457 1 281 990 842 169 1 256 815 1 032 371 2 022 718 849 019 1 061 695 1 679 678 9 579 135

AGRO PARAMONGA 144 684 115 491 117 130 157 728 1 744 163 110 142 981 116 994 118 045 123 273 116 173 88 209 148 118 1 553 681

MAJA ENERGIA 26 812 25 769 26 014 26 663 1 646 27 223 27 235 24 380 22 803 22 609 24 034 16 034 19 536 290 758

SINERSA 88 603 102 033 105 633 108 743 -2 749 114 924 112 187 101 787 95 284 101 364 101 965 40 985 71 599 1 142 358

ELEC. SANTA ROSA 2 023 5 805 112 5 557 5 582 4 663 4 356 4 638 4 673 4 702 4 700 46 810

AGUAS Y ENERGIA -25 79 941 79 916

PETRAMAS S.A.C. 19 931 42 063 61 994

TOTAL (1) 6 680 478 6 690 066 7 625 104 7 225 824 763 140 6 736 955 6 666 618 7 994 647 6 727 956 6 530 030 7 527 940 7 006 706 5 957 624 76 870 870

14 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA 145

MES REDESUR TRANSMANTARO ETESELVA REP ISA SAN GABAN ANTAMINA ATN TOTAL

(B) INGRESO TARIFARIO

Nota - Elaborado en base a los cuadros de pagos y cobros entre empresas integrantes. Los montos incluyen saldos de recálculos de valorizaciones de meses ante-

riores que se han incluido en la valorización mensual.

ENERO 1 339 52 855 59 77 034 17 905 - - - 149 191

FEBRERO 1 339 52 855 59 77 034 17 905 - - 11 525 160 716

MARZO 1 339 52 855 59 77 034 17 904 - - 11 525 160 716

ABRIL 1 331 52 535 61 76 567 17 796 - - 148 288

MAYO 1 772 46 172 17 074 46 903 39 071 - - 64 477 215 469

JUNIO 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 64 512 282 634

JULIO 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 64 512 282 634

AGOSTO 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 216 054 434 176

SETIEMBRE 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 216 054 434 176

OCTUBRE 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 216 054 434 176

NOVIEMBRE 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 216 054 434 176

DICIEMBRE 1 773 113 195 17 132 46 929 39 092 - - 229 505 447 627

TOTAL 19 533 1 049 640 137 236 683 073 384 227 - - 1 310 271 3 583 980

MES REDESUR TRANSMANTARO ETESELVA REP ISA SAN GABAN ANTAMINA ATN TOTALTGP

(GRP)GNLC (GRP)

CUADRO N°14.5COMPENSACIONES AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

(NUEVOS SOLES)(A) PEAJE POR CONEXIÓN

ENERO 2 854 413 7 216 656 697 966 3 958 264 - - 2 189 596 24 125 22 617 - 16 963 637

FEBRERO 2 854 413 7 216 656 697 966 3 958 264 - - 2 189 596 24 125 22 617 415 021 17 378 658

MARZO 2 854 413 7 216 656 697 966 3 958 264 - - 2 189 596 24 125 22 617 1 546 713 18 510 350

ABRIL 2 837 092 7 172 864 719 941 3 934 244 - - 2 176 309 24 616 22 992 1 537 327 18 425 385

MAYO 2 955 548 7 145 447 691 427 4 017 666 - - 2 205 543 23 853 22 676 1 187 336 18 249 496

JUNIO 2 957 170 9 172 378 693 760 3 928 818 - - 2 206 753 23 874 22 696 1 187 988 20 193 438

JULIO 2 957 170 9 172 378 693 760 3 974 332 - - 2 206 753 23 874 22 696 1 187 988 20 238 951

AGOSTO 2 957 170 12 522 938 693 760 3 974 332 - - 2 206 753 23 874 22 696 2 935 450 25 336 973

SETIEMBRE 2 957 170 12 522 938 693 760 3 974 332 - - 2 206 753 23 874 22 696 2 935 450 25 336 973

OCTUBRE 2 957 170 12 522 938 693 760 3 974 332 - - 2 206 753 23 874 22 696 2 935 450 25 336 973

NOVIEMBRE 2 957 170 12 522 938 693 760 3 974 332 - - 2 206 753 23 874 22 696 2 935 450 25 336 973

DICIEMBRE 2 957 170 12 522 938 693 760 3 974 332 - - 2 206 753 23 874 22 696 3 041 704 25 443 227

TOTAL 35 056 070 116 927 724 8 361 583 47 601 510 - - 26 397 916 287 958 272 393 21 845 878 256 751 033

MES CVOA-CMG (1) CVOA-RSC (2) CRC (4) SEG. SUM (5) ELEC. SANTA ROSA

CH Purmacana

MAJA ENERGIACH Roncador

SINERSACH Poechos 2

EGENORCH Caña Brava

SANTA CRUZCH Santa Cruz II

GEPSACH La Joya

GEN. ADICIONAL (3)

ELECTROPERU

GEN. ADICIONAL (3)

ENOSASANTA CRUZ

CH Santa Cruz IEGENOR

CH Carhuaquero IV

AIPSACog. Paramonga

RER (6)

CUADRO N°14.6

RECAUDACIONES DE CARGOS ADICIONALES EN EL PEAJE POR CONEXIÓN DEL SISTEMA PRINCIPALDE TRANSMISIÓN Y PEAJE POR TRANSMISIÓN DEL SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN (NUEVOS SOLES)

Nota - Elaborado en base a los cuadros de pagos y cobros entre empresas integrantes. Los montos incluyen saldos de recálculos de valorizaciones de meses

anteriores que se han incluido en la valorización mensual.

(1) CVOA-CMG: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional al Costo Marginal(2) CVOA-RSC: Compensación por Costo Variable de Operación Adicional por Retiro Sin Contrato(3) GEN.ADICIONAL: Compensación por Generación Adicional(4) CRC: Compensación por Transporte de Gas Natural para Generación Eléctrica (5) SEG.SUM: Compensación por Seguridad de Suministro (6) RER: Prima de unidades de centrales de generación de electricidad con energía renovable

ENERO 23 023 165 - 2 158 251 858 462 569 013,58 262 621,65 306 391,93 1 094 256,89 218 851,38 - 43 770,28

FEBRERO 16 189 484 - 15 539 452 5 003 921 882 557 534 203,78 264 761,03 229 997,61 1 063 725,84 260 079,33 - 162 462,24

MARZO 15 751 255 - 17 647 027 904 947 542 997,42 271 484,18 226 294,94 1 085 965,78 271 455,12 - 180 902,28

ABRIL 15 713 303 - 17 612 049 903 063 541 838,03 270 919,02 225 765,85 1 083 676,07 270 919,02 - 180 612,68

MAYO 11 267 450 - 1 558 610 853 420 450 632,14 360 382,25 135 066,18 135 237,66 586 109,87 135 271,95 135 066,18 45 159,24 45 022,06

JUNIO 11 319 808 - 1 519 227 860 305 452 792,32 362 233,86 135 837,70 135 837,70 588 630,02 135 853,11 135 837,70 45 279,23 45 279,23

JULIO 11 091 918 - 1 507 067 842 986 443 676,72 354 941,38 133 103,02 133 103,02 576 779,74 133 212,70 133 103,02 44 367,67 44 367,67

AGOSTO 15 287 989 - 4 097 343 297 549 846 789 204 162,50 235 784,81 133 703,56 93 450,89 579 382,11 93 450,89 173 956,24 84 820,53 44 567,85

SETIEMBRE 15 917 432 - 4 396 462 330 917 856 747 180 369,15 225 460,40 135 275,83 90 184,11 586 195,25 90 184,11 180 367,54 90 183,65 45 091,94

OCTUBRE 15 962 657 - 4 427 452 333 249 859 180 180 879,97 226 099,96 135 659,98 90 439,98 587 859,90 90 439,98 180 879,97 90 439,98 45 219,99

NOVIEMBRE 17 585 252 - 4 881 543 367 428 881 350 18 554,74 357 178,69 180 908,69 218 018,16 644 777,11 92 773,69 143 799,21 51 025,53 88 135,00

DICIEMBRE 17 849 474 - 4 568 702 800 581 887 799 -6,17 373 814,66 186 906,56 233 635,90 654 169,10 93 452,51 140 177,22 46 724,71 93 454,05

TOTAL 186 959 187 - 79 913 184 5 003 921 10 437 606 4 119 114 3 565 682 1 176 462 2 118 358 9 131 528 1 885 944 1 223 187 1 065 748 451 138

15 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA

15VA

LORI

ZACI

ÓN

DE

TRAN

SFER

ENCI

AS D

E EN

ERG

ÍA R

EACT

IVA

Fachada de Catedral de CuscoCusco


Central Hidroeléctrica Gallito Ciego - SNPOWERUbicación: Cajamarca / Contumaza / Yanán



EMPRESAS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

CUADRO N°15.1VALORIZACIÓN DE LA ENERGÍA REACTIVA ENTREGADA POR LOS GENERADORES INTEGRANTES DEL COES-SINAC

AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y COMPENSACIÓN POR REGULACIÓN DE TENSIÓN - 2011

A.-ENERGÍA REACTIVA (MVARh)

ELECTROPERU 59 519 51 292 49 416 57 132 62 315 61 019 58 486 57 415 53 642 54 671 59 282 63 804 687 994EDEGEL 54 039 144 322 159 315 146 220 145 696 142 194 148 729 154 868 328 757 47 962 49 268 45 322 1 566 693CELEPSA 5 484 5 208 6 594 7 967 6 884 5 288 2 769 896 4 116 3 385 5 038 7 427 61 056EGENOR 2 833 1 962 2 745 1 977 6 351 11 679 15 270 18 605 14 325 13 277 10 497 5 627 105 150KALLPA 19 385 13 166 16 623 16 285 14 076 5 579 6 237 3 977 3 371 8 338 8 281 8 344 123 663SN POWER 3 606 2 871 3 238 3 133 3 510 4 274 4 704 5 168 5 157 4 955 4 376 3 319 48 312SHOUGESA 5 82 32 18 2 24 6 442 314 13 106 73 1 116EEPSA 290 457 421 617 191 278 393 726 438 270 278 399 4 758TERMOSELVA 927 1 053 1 101 1 000 1 487 1 589 1 643 2 093 2 139 1 952 2 035 1 887 18 907EGEMSA 1 580 1 153 1 534 1 906 1 758 1 839 2 218 2 133 2 161 2 078 2 105 1 621 22 087SAN GABAN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 268 232 500EGESUR 802 573 555 470 541 689 841 837 1 064 1 032 713 638 8 755ENERSUR 15 435 20 165 18 178 1 994 7 898 6 723 5 476 6 266 5 645 11 435 13 418 12 178 124 810EGASA 3 037 2 748 3 380 3 127 2 725 3 415 2 831 1 975 2 383 2 730 2 857 2 866 34 074SM CORONA 2 1 2 2 3 57 9 24 22 18 8 11 160SANTA CRUZ 223 195 216 214 169 134 112 114 86 111 163 205 1 941SdF ENERGIA 687 595 199 625 626 297 217 0 0 279 256 653 4 434CHINANGO 180 204 67 25 378 2 165 3 008 3 579 3 169 1 127 1 132 1 127 16 161GEPSA 0 215 327 309 313 311 317 314 288 371 330 413 3 508AIPSA (*) 731 491 644 660 707 804 700 707 755 671 496 735 8 101MAJA 46 40 45 43 35 45 45 42 30 24 30 41 467SINERSA 152 165 165 136 175 218 159 133 181 149 137 138 1 911SANTA ROSA 0 26 15 108 128 132 115 28 74 75 701AGUAS Y ENERGIA 670 359 340 328 506 792 801 3 796PETRAMAS 99 188 287

TOTAL 168 962 246 960 264 798 243 885 255 855 249 399 254 661 260 785 428 487 155 382 162 039 158 125 2 849 338

B.- VALORIZACIÓN (Nuevos soles) ELECTROPERU 183 319 158 493 154 179 179 394 191 930 186 717 177 797 173 966 165 218 164 560 177 847 191 413 2 104 833EDEGEL 166 439 445 956 497 063 459 130 448 743 435 114 452 137 469 250 1 012 572 144 367 147 803 135 967 4 814 542CELEPSA 16 890 16 092 20 574 25 017 21 203 16 182 8 418 2 714 12 676 10 189 15 115 22 280 187 351EGENOR 8 725 6 063 8 566 6 207 19 563 35 739 46 422 56 373 44 121 39 964 31 492 16 882 320 116KALLPA 59 706 40 684 51 865 51 135 43 355 17 071 18 961 12 050 10 382 25 096 24 844 25 033 380 182SN POWER 11 105 8 871 10 102 9 837 10 810 13 079 14 301 15 660 15 885 14 916 13 129 9 957 147 652SHOUGESA 15 254 99 56 5 74 19 1 338 968 38 318 218 3 402EEPSA 893 1 413 1 313 1 937 588 849 1 196 2 199 1 349 814 835 1 196 14 583TERMOSELVA 2 855 3 254 3 435 3 140 4 579 4 861 4 995 6 343 6 588 5 876 6 105 5 662 57 694EGEMSA 4 868 3 563 4 787 5 983 5 416 5 629 6 744 6 463 6 656 6 256 6 314 4 862 67 540SAN GABAN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 805 696 1 501EGESUR 2 469 1 772 1 730 1 475 1 666 2 107 2 558 2 537 3 278 3 107 2 138 1 915 26 752ENERSUR 47 539 62 308 56 715 6 262 24 326 20 573 16 646 18 985 17 387 34 419 40 253 36 533 381 947EGASA 9 355 8 490 10 546 9 817 8 393 10 451 8 606 5 984 7 340 8 216 8 571 8 598 104 368SM CORONA 6 4 6 8 8 175 27 74 66 53 25 34 487SANTA CRUZ 687 602 673 671 520 409 342 345 265 333 489 615 5 950SdF ENERGIA 2 117 1 838 622 1 962 1 928 909 661 0 0 839 767 1 958 13 601CHINANGO 554 629 209 78 1 165 6 626 9 145 10 844 9 762 3 391 3 396 3 380 49 179GEPSA 0 666 1 020 969 963 951 965 950 886 1 118 990 1 240 10 719AIPSA (*) 2 251 1 516 2 008 2 074 2 177 2 459 2 128 2 143 2 326 2 021 1 487 2 206 24 795MAJA 141 125 140 136 108 138 135 127 94 73 91 122 1 431SINERSA 469 511 516 427 540 667 485 403 559 448 411 415 5 851SANTA ROSA 0 81 47 329 390 399 353 83 222 226 2 131AGUAS Y ENERGIA 2 049 1 092 1 030 1 010 1 524 2 375 2 403 11 484PETRAMAS 297 563 860

SUB TOTAL 520 402 763 106 826 171 765 797 788 034 763 160 774 169 790 179 1 319 740 467 701 486 118 474 374 8 738 951

C.- COMPENSACIÓN(Nuevos soles)

ELECTROPERU 16 583 0 0 0 0 137 138 0 0 0 29 480 33 414 420 786 637 402 EDEGEL 3 935 0 61 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 996 CELEPSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EGENOR 1 877 270 0 52 583 0 191 104 983 430 19 584 0 0 3 219 7 897 15 024 3 150 111 KALLPA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SN POWER 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SHOUGESA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EEPSA 89 011 0 0 0 0 73 391 0 0 0 0 0 0 162 402 TERMOSELVA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EGEMSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SAN GABAN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 770 0 1 770 EGESUR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ENERSUR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 23 885 0 23 885 EGASA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SM CORONA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SANTA CRUZ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SdF ENERGIA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 CHINANGO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 GEPSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AIPSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 MAJA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SINERSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 SANTA ROSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AGUAS Y ENERGIA 0 0 0 0 0 0 0 0 PETRAMAS 0 0

SUB TOTAL 1 986 798 0 52 643 0 191 104 1 193 959 19 584 0 0 32 699 66 966 435 810 3 979 565

TOTAL (B + C) 2 507 200 763 106 878 814 765 797 979 138 1 957 119 793 753 790 179 1 319 740 500 400 553 085 910 185 12 718 516

El COES determina las transferencias de energía reactiva y los correspondientes pagos entre integrantes, considerando en su procedimiento criterios de equidad por inversión en equipos de compensación reactiva.El cálculo de las transferencias de energía reactiva tiene como información principal las mediciones de energía reactiva y activa, en períodos de quince minutos, durante las horas de punta (10:00 a 12:00 y 18:00 a 23:00 horas) en puntos determinados en el Sistema Interconectado Nacional.

El procedimiento para determinar las transferencias de energía reactiva, ha defi nido el Fondo de Compensación Reactiva del COES, que está conformado por los saldos acumulados de los montos recaudados por los generadores, por concepto de facturación de energía reactiva inductiva.

15 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA 149

EMPRESAS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL

CUADRO N°15.2RECAUDACIÓN DE LAS EMPRESAS GENERADORAS POR EXCESO DE CONSUMO DE ENERGÍA REACTIVA - 2011

(NUEVOS SOLES)

ELECTROPERU 34 118 31 955 53 996 59 925 50 707 55 125 44 518 44 568 58 140 47 228 48 790 54 366 583 436

EDEGEL 22 484 34 062 49 119 83 185 34 781 13 096 2 699 2 132 1 998 2 346 3 980 11 327 261 208

EGENOR 8 952 15 761 21 339 32 458 23 220 18 290 15 290 11 457 7 891 9 620 10 068 13 710 188 056

SN POWER 10 495 1 953 5 573 3 038 5 489 4 277 1 759 1 071 15 428 19 420 28 957 19 681 117 140

SHOUGESA 10 439 15 809 17 405 17 790 11 941 18 253 14 786 15 956 18 302 8 936 18 950 16 669 185 237

EEPSA 5 139 6 496 7 767 11 373 5 645 4 628 3 272 3 412 3 478 3 835 5 529 5 447 66 021

KALLPA 190 427 43 082 48 100 46 693 44 691 48 528 41 095 32 633 43 269 40 117 44 273 39 479 662 386

TERMOSELVA 897 709 1 420 2 617 690 324 0 0 0 0 0 267 6 925

EGEMSA 7 614 9 404 9 536 11 308 8 533 8 475 7 274 8 560 11 345 11 934 13 564 8 970 116 517

SAN GABAN 1 044 1 055 1 619 12 015 13 716 10 701 6 326 2 811 1 290 684 948 1 398 53 606

EGESUR 2 980 2 879 3 091 4 432 5 773 3 585 260 94 31 152 2 221 3 887 29 384

ENERSUR 26 686 27 434 32 226 50 625 55 970 63 395 34 160 25 327 28 223 33 474 12 401 31 517 421 439

EGASA 21 033 18 092 15 574 20 601 16 293 16 403 13 788 13 788 14 595 17 394 16 781 17 598 201 940

SM CORONA 73 118 237 436 115 54 0 0 0 0 0 45 1 078

SdF ENERGIA 521 1 406 3 214 2 080 0 0 0 0 0 0 0 0 7 221

CHINANGO 5 846 5 186 8 039 13 793 5 991 2 544 36 0 0 29 780 2 527 44 771

CELEPSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AGUAS Y ENERGIA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 242 242

GEPSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AIPSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MAJA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SINERSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SANTA ROSA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PETRAMAS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SANTA CRUZ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 348 749 215 402 278 257 372 368 283 556 267 678 185 263 161 808 203 989 195 168 207 240 227 130 2 946 607

En el Cuadro N° 15.1 se presenta la energía reactiva aportada por los generadores integrantes del COES, que fue 2 849 338 MVAR.h, su correspondiente valorización, que fue 8 738 951 de Nuevos Soles y el reconocimiento de la operación de unidades generadoras exclusivamente por regulación de tensión, que fue 3 979 565 Nuevos Soles.

En el Cuadro N° 15.2 se presenta la recaudación mensual de las empresas generadoras por excesos de energía reactiva en horas de punta del sistema la cual fue 2 946 607 de Nuevos Soles. Asimismo, se muestran los pagos del Fondo de Compensación Reactiva a los integrantes del COES durante el año 2011.


DE A TOTAL

ELECTROPERU ELECTROPERU 583 436

EDEGEL EDEGEL 261 208

EGENOR EGENOR 188 056

SN POWER SN POWER 117 140

SHOUGESA SHOUGESA 185 237

EEPSA EEPSA 66 021

KALLPA KALLPA 662 386

TERMOSELVA TERMOSELVA 6 925

EGEMSA EGEMSA 116 517

SAN GABAN SAN GABAN 53 606

EGESUR EGESUR 29 384

ENERSUR ENERSUR 421 439

EGASA EGASA 201 940

SM CORONA SM CORONA 1 078

SdF ENERGIA SdF ENERGIA 7 221

CHINANGO CHINANGO 44 771

CELEPSA CELEPSA 0

AGUAS Y ENERGIA AGUAS Y ENERGIA 242

GEPSA GEPSA 0

AIPSA AIPSA 0

MAJA MAJA 0

SINERSA SINERSA 0

SANTA ROSA SANTA ROSA 0

PETRAMAS PETRAMAS 0

SANTA CRUZ SANTA CRUZ 0

TOTAL 2 946 607

CUADRO N° 15.2.1PAGOS DEL FCR A GENERADORES INTEGRANTES

2011 (NUEVOS SOLES)

CUADRO N° 15.3BALANCE ENTRE GENERADORES INTEGRANTES DEL COES DE LAS TRANSFERENCIAS

DE ENERGÍA REACTIVA 2011 (EN NUEVOS SOLES)

EMPRESA

ELECTROPERU 2 742 235,43 583 436,00 2 158 799,43 -1 000 203,20 41 289,70 -1 544 715,17 -344 829,24

EDEGEL 4 818 537,18 261 207,97 4 557 329,21 -2 674 940,21 -2 236 099,60 -101 346,94 -455 057,54

CELEPSA 187 350,66 0,00 187 350,66 -464 445,27 132 965,14 -436,31 -144 565,78

EGENOR 3 470 227,00 188 055,82 3 282 171,18 -666 280,50 169 219,30 -218 366,58 2 566 743,40

SN POWER 147 651,60 117 140,43 30 511,17 -506 816,62 144 688,45 -33 410,62 -365 027,63

SHOUGESA 3 402,29 185 236,81 -181 834,52 -6 296,49 3 673,55 331 927,93 147 470,48

EEPSA 176 984,70 66 020,98 110 963,72 -223 349,17 70 247,64 -15 358,17 -57 495,98

TERMOSELVA 57 694,37 6 924,55 50 769,82 -158 153,48 349 822,86 1 758 808,33 2 001 247,53

EGEMSA 67 539,54 116 517,45 -48 977,91 -228 906,23 66 897,67 -7 799,18 -218 785,65

SAN GABAN 3 270,42 53 606,00 -50 335,57 -196 132,24 44 829,13 -19 092,15 -220 730,82

EGESUR 26 751,97 29 384,03 -2 632,06 -93 936,17 37 796,28 -45 485,24 -104 257,19

ENERSUR 405 832,61 421 439,14 -15 606,53 -1 282 046,61 384 249,11 -173 001,65 -1 086 405,67

EGASA 104 367,92 201 940,09 -97 572,17 -438 732,97 138 212,05 133 676,43 -264 416,67

SM CORONA 486,70 1 077,92 -591,22 -44 399,48 12 955,15 0,00 -32 035,54

KALLPA GENERACION 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

SANTA CRUZ 5 950,15 0,00 5 950,15 -18 835,61 4 267,81 0,00 -8 617,65

SdF ENERGIA 13 601,11 7 221,45 6 379,66 -43 237,08 5 500,07 -7 201,07 -38 558,42

CHINANGO 49 179,11 44 770,81 4 408,30 -393 553,73 103 323,51 -36 041,16 -321 863,08

GEPSA 10 718,53 0,00 10 718,53 -6 816,06 2 387,32 0,00 6 289,80

AIPSA 24 795,39 0,00 24 795,39 -26 818,39 6 497,83 0,00 4 474,83

MAJA 1 431,28 0,00 1 431,28 -6 253,57 1 599,69 -448,98 -3 671,58

SINERSA 5 851,20 0,00 5 851,20 -15 617,92 5 686,19 0,00 -4 080,53

SANTA ROSA 2 131,48 0,00 2 131,48 -1 025,28 387,05 0,00 1 493,25

AGUAS Y ENERGIA 11 483,52 241,65 11 241,87 -4 597,46 466,22 0,00 7 110,63

PETRAMAS 860,08 0,00 860,08 -611,36 0,51 0,00 249,23

TOTAL 12 338 334,24 2 284 221,09 10 054 113,15 -8 502 005,08 -509 137,38 21 709,48 1 064 680

TRANSFERENCIAENERGIA REACTIVA

RECIBE DELFER

SALDO ANTES DEL APORTE

APORTE DE GENERADOR

SALDO MESES ANTERIORES

REG. TENSION SIST.SECUND.

SALDO ACTUAL

* FER: Fondo de Energía Reactiva

FCR: Fondo de Compensación Reactiva.

15 VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA 151

Fuente: Gallito Ciego / Empresa: SN Power

16 VALORIZACIÓN ANUAL DE TRANSFERENCIAS DEL COES

16VA

LORI

ZACI

ÓN

AN

UAL

DE T

RAN

SFER

ENCI

AS D

EL C

OES

Líneas de Nasca, Figura de la ArañaIca

Crédito: Enrique Castro Mendivíl / PromPerú

Casa Fuerza C.H. Cañón del PatoUbicación: Ancash / Huaylas / Huallanca



CUADRO N°16.1TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA DEL SEIN - AÑO 2011

BALANCE DE ENERGÍA - AÑO 2011

GRÁFICO N°16.1BALANCE DE ENERGÍA NETA POR EMPRESA GENERADORA 2011(MWh)

(MWh) Neto (MWh) Entregas Retiros

Empresa

AYEPSA 16,10 9,83 6,28

CELEPSA 1 186,52 1 058,28 128,24

CHINANGO 1 134,43 883,45 250,99

CORONA 130,59 96,15 34,43

EDEGEL 7 790,88 7 623,37 167,51

EEPSA 626,08 654,22 -28,14

EGASA 1 303,74 1 198,46 105,28

EGEMSA 356,21 502,84 -146,63

EGENOR 2 382,57 2 042,88 339,69

EGESUR 169,43 242,12 -72,69

ELECTROPERÚ 7 147,47 4 609,39 2 538,08

ENERSUR 4 344,08 5 356,03 -1 011,95

GEPSA 26,71 0,01 26,70

KALLPA 3 962,68 4 219,93 -257,25

MAJA ENERGÍA 18,71 0,00 18,71

PARAMONGA 84,31 0,00 84,31

PETRAMAS 3,07 0,00 3,07

SAN GABÁN 606,09 564,01 42,09

SANTA CRUZ 61,62 0,00 61,62

SANTA ROSA 3,55 0,00 3,55

SDF ENERGÍA 133,20 219,58 -86,38

SHOUGESA 7,76 361,58 -353,82

SINERSA 54,67 0,00 54,67

SN POWER 2 071,87 1 593,17 478,70

TERMOSELVA 483,79 1 528,35 -1 044,56

ABENGOA NORTE 0,00 18,77 -18,77

CONENHUA 0,00 0,31 -0,31

ETESELVA 0,00 16,21 -16,21

ISA 0,00 20,84 -20,84

REDESUR 0,00 15,13 -15,13

REP 0,00 331,58 -331,58

TRANSMANTARO 0,00 300,84 -300,84

REP-SEC 0,00 249,00 -249,00

SIN CONTRATOS 0,00 389,82 -389,82

TOTAL 34 106,12 34 106,12 0,00

2 538

479340

251168 128 105 84 62 55 42 34 27 19 6 4 3

-28 -73 -86 -147-257 -354

-1 012 -1 045

-1 500

-1 000

-500

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

ELE

CTR

OPE

RÚ

SN

PO

WE

R

EG

ENO

R

CH

INA

NG

O

CEL

EPS

A

EG

ASA

PAR

AM

ON

GA

SAN

TA C

RU

Z

SIN

ERS

A

SAN

GA

BÁN

CO

RO

NA

GE

PSA

MAJ

A E

NE

RG

ÍA

AYE

PSA

SAN

TA R

OSA

PET

RA

MA

S

EEP

SA

EG

ESU

R

SD

F EN

ER

GÍA

EG

EMS

A

KA

LLPA

SH

OU

GE

SA

EN

ER

SUR

TER

MO

SELV

A

MW.h

El presente capítulo resume la Valorización Anual de las Transferencias efectuadas entre las empresas integrantes del COES SINAC durante el año 2011. Dicho consolidado reúne los resultados netos de las transferencias de energía, potencia y energía reactiva de las empresas generadoras totalizando los cobros realizados en el periodo 2011. En el Cuadro N° 16.1 muestra el detalle de las entregas, retiros y saldos netos de las transferencias de energía activa ejecutadas en el SEIN.

En el Gráfi co N° 16.1 presenta el balance de energía neta entre empresas generadoras durante el año 2011.

16 VALORIZACIÓN ANUAL DE TRANSFERENCIAS DEL COES 155

74,9%

78,3%

29,3%

21,7%

0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000

RETIRO

ENTREGA

MW.h

(MW.h)

Empresas Privadas

Empresas Estatales

GRÁFICO N°16.2BALANCE DE ENERGÍA DE GENERADORAS POR TIPO DE EMPRESA 2011 (MWh)

En el Cuadro N° 16.2 se muestra los resultados netos de las transferencias de energía, potencia y energía reactiva de las empresas generadoras resaltando el saldo actual por energía activa, potencia y energía reactiva.

En el Gráfi co N° 16.3A y N° 16.3B presenta los resultados netos de las transferencias de energía de los generadores, siendo ELECTROPERÚ la empresa que efectúo el mayor cobro realizado cuyo monto ascendió a 89,54 millones de Nuevos Soles, mientras KALLPA fue la empresa integrante que mayor pago realizó al cierre del año 2011 siendo 67,44 millones de Nuevos Soles el monto desembolsado.

En los Gráfi cos N° 16.4 A, N° 16.4 B se observa los resultados netos de las transferencias por potencia entre los generadores integrantes del COES cuyo monto total realizado para el año 2011 ascendió a 76,87 millones de Nuevos Soles.

En el Gráfi co N° 16.5 presenta los resultados netos de las transferencias de energía reactiva entre los generadores durante el año 2011 ascendiendo a 4,7 millones de Nuevos Soles de cobros realizados.

Fuente: Rodet - Rodet / Empresa: San Gabán II


89,54

81,61

47,34

13,78

-13,05

-13,28

-16,08 -18,77

-43,18

-63,31 -67,44-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

140

EEPS

A

EGEN

OR

SN P

OWER

SHOU

GESA

SAN

GAB

ÁN

ENER

SUR

EGEM

SA

EDEG

EL

TER

MO

SELV

A

KALL

PA

S/. Millones de Soles

TRANSF. DE ENERGÍA ACTIVA SALDO DEL SIST. TRANS. RETIRO SIN CONTRATO COMPENSAC. (**) SALDO ACTUAL POR ENERGÍA ACTIVA

Total Cobros Realizados Boloque A = S/. 232,3 Millones de soles

ELEC

TROP

ERÚ

GRÁFICO N°16.3 ARESULTADOS NETOS DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA DE LOS GENERADORES - AÑO 2011*

(MILLONES DE NUEVOS SOLES)

CUADRO N° 16.2

RESULTADOS NETOS DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA, POTENCIA Y ENERGÍA REACTIVA DE LAS EMPRESAS GENERADORAS - AÑO 2011* (MILLONES DE NUEVOS SOLES)

EMPRESA COMPENSAC. (**)

MES ANTERIORTRANSF. DEENERGÍA ACTIVA

SALDO DEL SIST. TRANS.

RETIRO SIN CONTRATO

INGRES. GARANT. POR POT. FIRME

MONTO MENSUAL PROVIS. DE IN-GRES. ADIC. DE POT. GENERADA

TOTAL (1)

SALDO ACTUAL POR ENERGÍA

ACTIVA

VALORIZ. DE LA TRANSF. DE POT.

(1) - (2)

EGRES. POR COMP. DE POT. (2)

AIPSA 4,80 0,31 0,00 -0,18 0,00 4,93 1,35 0,21 1,56 0,00 1,56

AYEPSA 0,41 0,00 0,00 -0,03 0,00 0,38 0,08 0,00 0,08 0,00 0,08

CELEPSA 8,09 -0,25 -0,02 -10,00 0,07 -2,11 29,74 3,84 33,58 23,99 9,59

CHINANGO 7,26 1,68 -0,88 -10,63 -0,42 -3,00 21,23 3,27 24,50 27,11 -2,60

CORONA 3,00 0,19 0,00 -1,05 0,00 2,13 2,73 0,40 3,13 2,44 0,69

EDEGEL 17,19 -6,35 -3,59 -51,16 0,73 -43,18 196,47 21,00 217,47 199,82 17,65

EEPSA 4,71 -0,28 -0,01 77,20 0,00 81,61 17,44 2,25 19,68 22,21 -2,52

EGASA 7,96 -0,91 -0,02 -1,41 -0,02 5,60 35,87 3,37 39,23 34,98 4,25

EGEMSA -9,94 -1,49 -0,01 -7,38 0,04 -18,77 12,24 1,66 13,90 21,06 -7,16

EGENOR 21,85 1,73 -11,72 35,41 0,08 47,34 73,47 6,89 80,36 63,79 16,57

EGESUR -1,68 -0,65 -0,23 -2,41 -0,10 -5,06 7,92 0,57 8,49 6,29 2,20

ELECTROPERÚ 120,14 5,77 -4,04 -34,89 2,57 89,54 126,30 16,24 142,54 123,98 18,56

ENERSUR -58,54 -9,86 -0,09 53,76 -1,34 -16,08 122,01 11,95 133,97 140,33 -6,36

GEPSA 1,64 0,12 0,00 -0,07 0,00 1,69 0,41 0,05 0,45 0,00 0,45

KALLPA -17,07 -9,97 -0,72 -39,91 0,23 -67,44 76,76 8,91 85,68 114,81 -29,14

MAJA ENERGÍA 1,06 0,08 -0,04 -0,05 0,00 1,05 0,26 0,05 0,31 0,02 0,29

PETRAMAS 0,18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,18 0,06 0,00 0,06 0,00 0,06

SAN GABÁN -2,89 -1,51 -2,00 -6,88 0,00 -13,28 15,68 1,69 17,36 19,80 -2,44

SANTA CRUZ 3,03 0,45 0,00 -0,11 0,00 3,36 0,65 0,19 0,84 0,00 0,84

SANTA ROSA 0,21 0,00 0,00 0,00 0,00 0,21 0,04 0,01 0,05 0,00 0,05

SDF ENERGÍA -6,56 -0,72 -0,57 -2,33 -0,01 -10,19 1,57 0,44 2,01 4,61 -2,60

SHOUGESA -19,10 -1,92 0,00 9,58 -1,61 -13,05 2,00 0,01 2,02 9,63 -7,61

SINERSA 3,42 0,30 0,00 -0,04 0,00 3,67 1,03 0,15 1,18 0,00 1,18

SN POWER 25,28 2,64 -2,34 -11,59 -0,21 13,78 35,15 4,25 39,40 34,66 4,74

TERMOSELVA -58,71 -7,22 -0,02 2,62 0,01 -63,31 21,18 1,06 22,23 40,55 -18,31

TOTAL 55,75 -27,88 -26,31 -1,57 0,00 0,00 801,63 88,45 890,07 890,07 0,00

TOTAL COBROS REALIZADOS 255,47

(*) Resultados netos incluyen recálculos al 17-01-2011(**) Incluye Redistrib.gas, Comp. Baja Efi ciencia, Comp.Reg.Frecuencia, Comp.Min.Carga, Comp.Pruebas y Liquidación CVOA-CMG(***) Corresponde al Recálculo Anual del Ingreso Adicional por Potencia Generada en el Sistema (IAPG) del periodo Mayo 2010 a Abril 2011 efectuado el 27/05/2011.


5,604,93

3,67 3,36

2,13

1,691,05

0,38 0,21 0,18

-2,11-3,00

-5,06

-10,19

-12

-10

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

EG

ASA

AIPS

A

SIN

ERSA

SAN

TA C

RUZ

CORO

NA

GEPS

A

MAJ

A EN

ERGÍ

A

AYEP

SA

SAN

TA R

OSA

PETR

AMAS

CELE

PSA

CHIN

ANGO

EGES

UR

SDF

ENER

GÍA

S/. Millones de SolesTotal Cobros Realizados Boloque B = S/. 23,2 Millones de soles

GRÁFICO N°16.3 BRESULTADOS NETOS DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA DE LOS GENERADORES - AÑO 2011*


APORTE DEGENERADOR

RECIBE DEL FONDO DE ENERGÍA

REACTIVA

SALDOS MESES ANTERIORES

RECÁLCULO ANUAL (***)

SALDO ANTES DEL APORTE

SALDO NETO ANUAL POR POTENCIA

TRANSF. ENERG. REACTIVA

SALDO MESES ANTERIORES

REG. TENSIÓN SIST. SECUND.

SALDO ACTUAL POR ENERGÍA REACTIVA

COMP. MENSUAL PROV. UNID. POT.

DEJADA DE GENERAR AL PROV. RESERVA

ROTANTE

0,00 0,00 0,00 1,55 2,74 0,58 2,16 -1,00 0,04 -1,54 -0,34

0,00 0,00 0,00 0,08 4,82 0,26 4,56 -2,67 -2,24 -0,10 -0,46

-0,06 0,02 0,03 9,58 0,19 0,00 0,19 -0,46 0,13 0,00 -0,14

-0,07 0,01 -0,01 -2,66 3,47 0,19 3,28 -0,67 0,17 -0,22 2,57

-0,01 0,00 0,00 0,68 0,15 0,12 0,03 -0,51 0,14 -0,03 -0,37

0,18 -2,26 0,04 15,61 0,00 0,19 -0,18 -0,01 0,00 0,33 0,15

-0,05 0,02 0,02 -2,54 0,18 0,07 0,11 -0,22 0,07 -0,02 -0,06

0,02 0,17 0,06 4,51 0,06 0,01 0,05 -0,16 0,35 1,76 2,00

0,04 0,02 -0,01 -7,12 0,07 0,12 -0,05 -0,23 0,07 -0,01 -0,22

0,12 -0,57 -0,08 16,04 0,00 0,05 -0,05 -0,20 0,04 -0,02 -0,22

-0,01 0,00 0,01 2,19 0,03 0,03 0,00 -0,09 0,04 -0,05 -0,10

0,00 0,51 -0,10 18,96 0,41 0,42 -0,02 -1,28 0,38 -0,17 -1,09

-0,02 2,00 -0,42 -4,81 0,10 0,20 -0,10 -0,44 0,14 0,13 -0,26

0,00 0,01 -0,01 0,46 0,00 0,00 0,00 -0,04 0,01 0,00 -0,03

-0,16 0,12 0,46 -28,72 0,38 0,66 -0,28 -1,27 0,51 -0,02 -1,06

0,00 0,00 0,00 0,29 0,01 0,00 0,01 -0,02 0,00 0,00 -0,01

0,00 0,00 0,00 0,06 0,01 0,01 0,01 -0,04 0,01 -0,01 -0,04

0,02 -0,01 0,07 -2,36 0,05 0,04 0,00 -0,39 0,10 -0,04 -0,32

0,00 0,00 0,01 0,85 0,01 0,00 0,01 -0,01 0,00 0,00 0,01

0,00 0,00 0,00 0,05 0,02 0,00 0,02 -0,03 0,01 0,00 0,00

-0,01 0,00 0,02 -2,59 0,00 0,00 0,00 -0,01 0,00 0,00 0,00

0,00 0,00 -0,02 -7,63 0,01 0,00 0,01 -0,02 0,01 0,00 0,00

0,00 -0,03 0,00 1,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0,03 -0,02 0,05 4,81 0,01 0,00 0,01 0,00 0,00 0,00 0,01

-0,02 0,01 -0,11 -18,44 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

0,00 0,00 0,00 0,0 12,72 2,95 9,77 -9,77 0,00 0,00 0,00

76,87 4,74


18,96

16,04 15,61

9,58

-7,12-7,63

-18,44

-28,72-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

ELE

CTR

OPE

RÚ

EG

ENO

R

ED

EGE

L

CEL

EPS

A

EG

EMS

A

SH

OU

GE

SA

TER

MO

SELV

A

KA

LLPA

Millones de Soles S/.

Total Cobros Realizados Boloque A = S/. 60,2 Millones de soles

4,814,51

2,19

1,55 1,14 0,85

0,680,46

0,290,08 0,06 0,05

-2,36-2,54 -2,59 -2,66

-4,81-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

SN

PO

WE

R

EG

ASA

EG

ESU

R

AIP

SA

SIN

ERS

A

SAN

TA C

RU

Z

CO

RO

NA

GE

PSA

MAJ

A E

NE

RG

ÍA

AYE

PSA

PET

RA

MA

S

SAN

TA R

OSA

SAN

GA

BÁN

EEP

SA

SD

F EN

ER

GÍA

CH

INA

NG

O

EN

ER

SUR

Millones de Soles S/.Total Cobros Realizados Boloque B = S/. 16,7 Millones de soles

GRÁFICO N°16.4 ARESULTADOS NETOS DE LAS TRANSFERENCIAS POR POTENCIA DE LOS GENERADORES - AÑO 2011*

GRÁFICO N°16.4 BRESULTADOS NETOS DE LAS TRANSFERENCIAS POR POTENCIA DE LOS GENERADORES - AÑO 2011*



18,96

16,04 15,61

9,58

-7,12-7,63

-18,44

-28,72-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20EL

ECTR

OPER

Ú

EGEN

OR

EDEG

EL

CELE

PSA

EGEM

SA

SHOU

GESA

TER

MO

SELV

A

KALL

PA

Millones de Soles S/.

Total Cobros Realizados = S/. 4,7 Millones de soles

GRÁFICO N°16.5RESULTADOS NETOS DE LAS TRANSFERENCIAS POR ENERGÍA REACTIVA DE LOS GENERADORES - AÑO 2011*


Fuente: Casa de máquinas 1 / Empresa: Celepsa

17 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

17TR

ANSA

CCIO

NES

INTE

RNAC

ION

ALES

DE

ELEC

TRIC

IDAD

Isla de Taquile - Lago TiticacaPuno


Línea de Transmisión - SAN GABÁN IIUbicación: Puno


0

10

20

30

40

50

60

00:30 05:30 10:30 15:30 20:30 01:30 06:30 11:30 16:30 21:30 02:30 07:30 12:30 17:30 22:30 03:30 08:30 13:30 18:30 23:30

MW IMPORTADOS

Tiempo

Flujo hacia Perú

Viernes 24-06-2011

Sábado 25-06-2011

Domingo 26-06-2011

Lunes 27-06-2011

GRÁFICO N° 17.1FLUJO EN LA INTERCONEXIÓN PERÚ - ECUADOR - JUNIO 2011

L-2280 (Zorritos - Machala) 220 kV

En el 2011 bajo el marco del Decreto de Urgencia N° 037-2008 que establece disposiciones necesarias para asegurar, en el corto plazo, el abastecimiento oportuno de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN); en los meses de junio, agosto y diciembre se realizó la importación de electricidad proveniente de Ecuador.Esta transacción fue avalada mediante el contrato suscrito entre las empresas eléctricas “Empresa Pública Estratégica CORPORACIÓN

ELÉCTRICA DEL ECUADOR CELEC-EP CELEC” y “Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad ELECTRONOROESTE S.A. – ENOSA”; utili-zándose el enlace de interconexión de la línea de transmisión en 220 kV de Zorritos y Machala (L-2280).

La importación de energia se efectuó debido al défi cit de generación en el Área Norte del SEIN, originada por el mantenimiento programado de la unidad TGN4 de 102,7 MW de la Central Térmica Malacas. Por lo tanto se procedió al traslado de las cargas de las subestaciones de Zorritos y Talara hacia el Ecuador, durante los periodos de media y punta.

JUNIO - Días del 24 al 27 de Junio del 2011

AGOSTO - Días del 08 al 17 de Agosto del 2011

DICIEMBRE - Dias del 16 al 18 de Diciembre del 2011

El fl ujo por la línea de interconexión L-2280 (Zorritos - Machala) de 220 kV tuvo el siguiente comportamiento:

IMPORTACIÓN DE ELECTRICIDAD

17 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD 163

621 616

130

641

263 277335 335

170 170

275

200

309

572 570

245

53,5 53,2

30,1

53,5

34,8

26,8

37,8 37,8

23,9

27,229,6

34,836,1

50,4

47,9

51,6

0

10

20

30

40

50

60

0

100

200

300

400

500

600

700

800

24/06/2012 25/06/2012 26/06/2012 27/06/2012 08/08/2011 09/08/2011 10/08/2011 11/08/2011 12/08/2011 13/08/2011 14/08/2011 15/08/2011 16/08/2011 17/08/2011 16/12/2011 17/12/2011 18/12/2011

JUN AGO DIC

Energía Máxima Demanda

DEMANDA MÁXIMA

(MW)

ENERGÍA IMPORTADA

(MWh)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

00:00 03:45 07:30 11:15 15:00 18:45 22:30 02:15 06:00 09:45 13:30 17:15 21:00 00:45 04:30 08:15 12:00 15:45 19:30 23:15

MW IMPORTADOS

Tiempo

Flujo hacia Perú

Viernes16-12-2011

Sábado17-12-2011 Domingo

18-12-2011

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

00:00 15:00 06:00 21:00 12:00 03:00 18:00 09:00 00:00 15:00 06:00 21:00 12:00 03:00 18:00 09:00

MW IMPORTADOS

Tiempo

Flujo hacia Perú

Viernes12-08-2011

Martes09-08-2011

Miércoles10-08-2011

Jueves11-08-2011

Lunes08-08-2011 Sábado

13-08-2011 Domingo14-08-2011

Lunes15-08-2011

Martes16-08-2011

Miércoles17-08-2011

GRÁFICO N° 17.2FLUJO EN LA INTERCONEXIÓN PERÚ - ECUADOR - AGOSTO 2011

L-2280 (Zorritos - Machala) 220 kV

GRÁFICO N° 17.3FLUJO EN LA INTERCONEXIÓN PERÚ - ECUADOR MES DICIEMBRE

L-2280 (ZORRITOS - MACHALA)

GRÁFICO N° 17.4EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA Y ENERGÍA IMPORTADA DE ECUADOR

18 EQUIPAMIENTO DEL COES

EQUI

PAM

IEN

TO D

EL C

OES

Central Hidroeléctrica de Yaupi - SN POWERUbicación: Junín / Ulcumayo


Bote de la Laguna de LLanganucoAncash

Crédito: Alex Bryce / PromPerú 18


CUADRO N° 18.1CENTRALES DE GENERACIÓN DEL COES 2011

TIPO DE GENERACIÓN TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO TECNOLOGÍA

Hidráulica Hidro PELTON 2 758,30 2 648,50

FRANCIS 436,81 442,30

KAPLAN 15,31 15,71

TURGO 3,00 2,96

Hidráulica Total 3 213,42 3 109,48

Térmica Gas Natural de Camisea TG 1 956,73 1 862,22

CCOMB 522,00 492,75

Residual 500 TV 238,22 230,01

DIESEL 31,71 29,81

Diesel 2 TG 103,70 87,10

DIESEL 82,30 76,28

CCOMB 21,00 15,75

Gas Natural de Aguaytía TG 191,91 175,41

Carbón TV 135,00 140,64

Gas Natural de Malacas TG 135,70 130,91

Residual 6 DIESEL 65,83 53,74

TG 21,00 17,09

Bagazo TV 23,00 20,00

Biogás DIESEL 4,80 3,21

Térmica Total 3 532,90 3 334,91

Total 6 746,32 6 444,38

POTENCIAINSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)

En este capítulo se detalla el equipamiento de las empresas integrantes del COES en lo referente a centrales generadoras, líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación reactiva.

En los Cuadros N° 18.1 al N° 18.8 se detalla la información de los principales equipos e instalaciones a diciembre del año 2011

Fuente: Central Térmica Aguaytia / Empresa: TERMOSELVA S.R.L.

18 EQUIPAMIENTO DEL COES 167

CUADRO N° 18.2DATOS DE CENTRALES DE GENERADORES INTEGRANTES DEL COES A DICIEMBRE 2011

EMPRESAS CENTRAL TENSIÓN (kV) UNIDAD TECNOLOGÍATIPO DE

GENERACIÓNTIPO DE RECURSO

ENERGÉTICO

POTENCIA APARENTE

(MVA)

POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)

POTENCIA REACTIVA (MVAR)

AIPSAA Térmica C.T. PARAMONGA 13,8 TV1 TV Bagazo 28,8 23,0 20,0 23,2

Térmica Total 28,8 23,0 20,0 23,2

Total 28,8 23,0 20,0 23,2

AYEPSA Hidráulica C.H. PÍAS (1) 6,3 G2 FRANCIS Hidro 7,9 6,3 6,3

Hidráulica Total 7,9 6,3 6,3

Total 7,9 6,3 6,3

CELEPSA Hidráulica C.H. PLATANAL 13,8 G1 PELTON Hidro 120,0 110,0 108,7

13,8 G2 PELTON Hidro 120,0 110,0 108,7


Total 240,0 220,0 217,4

CHINANGO Hidráulica C.H. CHIMAY 13,8 G1 FRANCIS Hidro 84,0 71,4 75,5 42,0

13,8 G2 FRANCIS Hidro 84,0 71,4 75,4 42,0

C.H. YANANGO 10 G1 FRANCIS Hidro 49,8 42,3 42,6 26,0

Hidráulica Total 217,8 185,1 193,5 110,0

Total 217,8 185,1 193,5 110,0

CORONA Hidráulica C.H. HUANCHOR 10 G1 FRANCIS Hidro 10,2 9,2 9,8 6,0

10 G2 FRANCIS Hidro 10,2 9,2 9,9 6,0


Total 20,4 18,4 19,6 12,0

EDEGEL Hidráulica C.H. CALLAHUANCA 6,5 G1 PELTON Hidro 20,0 15,9 15,2 8,2

6,5 G2 PELTON Hidro 20,0 15,9 15,2 8,0

6,5 G3 PELTON Hidro 20,0 15,9 15,2 8,1

8 G4 PELTON Hidro 44,0 35,0 34,8 30,6

C.H. HUAMPANI 10 G1 FRANCIS Hidro 22,4 15,7 15,8 10,2

10 G2 FRANCIS Hidro 22,4 15,7 14,4 9,4

C.H. HUINCO 12,5 G1 PELTON Hidro 85,0 64,6 58,8 51,8

12,5 G2 PELTON Hidro 85,0 64,6 63,8 56,1

12,5 G3 PELTON Hidro 85,0 64,6 62,3 54,8

12,5 G4 PELTON Hidro 85,0 64,6 62,4 54,9

C.H. MATUCANA 12,5 G1 PELTON Hidro 85,0 60,0 64,1 51,9

12,5 G2 PELTON Hidro 85,0 60,0 64,4 52,1

C.H. MOYOPAMPA 10 G1 PELTON Hidro 85,0 25,4 22,8 20,5

10 G2 PELTON Hidro 85,0 25,4 22,8 19,9

10 G3 PELTON Hidro 85,0 24,6 20,5 23,8


Térmica C.T. SANTA ROSA 16,5 TG8 TG Gas Natural de Camisea 215,0 200,0 199,8 94,4

13,8 UTI-5 TG Gas Natural de Camisea 70,0 59,6 53,1 10,0

13,8 UTI-6 TG Gas Natural de Camisea 70,0 59,6 52,0 16,0

13,8 WTG-7 TG Gas Natural de Camisea 150,0 127,5 123,9 36,0

C.T. VENTANILLA 16 TG3+TG4 CCOMB F.D CCOMB Gas Natural de Camisea 430,0 522,0 492,7 150,0

Térmica Total 935,0 968,7 921,6 306,4

Total 1 848,8 1 536,6 1 474,2 766,6

EEPSA Térmica C.T. MALACAS 13,2 TG-1 TG Gas Natural de Malacas 24,2 19,4 13,1 5,0

13,2 TG-2 TG Gas Natural de Malacas 24,2 19,4 15,0 5,0

13,8 TG-4 TG Gas Natural de Malacas 119,2 97,0 102,7 64,0

Térmica Total 167,6 135,7 130,9 74,0

Total 167,6 135,7 130,9 74,0

EGASA Hidráulica C.H. CHARCANI I 5,25 G1 FRANCIS Hidro 1,1 0,9 0,9 0,8

5,25 G2 FRANCIS Hidro 1,1 0,9 0,9 0,8

C.H. CHARCANI II 5,25 G1 FRANCIS Hidro 0,3 0,2 0,2 0,2

5,25 G2 FRANCIS Hidro 0,3 0,2 0,2 0,3

5,25 G3 FRANCIS Hidro 0,3 0,2 0,2 0,3

C.H. CHARCANI III 5,25 G1 FRANCIS Hidro 2,8 2,1 2,2 2,4

5,25 G2 FRANCIS Hidro 2,9 2,1 2,3 2,5

C.H. CHARCANI IV 5,25 G1 FRANCIS Hidro 6,8 5,2 5,0 4,7

5,25 G2 FRANCIS Hidro 6,8 5,2 5,1 4,7

5,25 G3 FRANCIS Hidro 6,8 5,2 5,2 4,9

C.H. CHARCANI V 13,8 G1 PELTON Hidro 57,0 48,5 48,1 32,8

13,8 G2 PELTON Hidro 57,0 48,5 48,2 32,8

13,8 G3 PELTON Hidro 57,0 48,5 48,3 32,8

C.H. CHARCANI VI 13,8 G1 FRANCIS Hidro 11,2 9,0 8,9 6,4





ENERGÉTICO

POTENCIA APARENTE

(MVA)

POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)


Térmica C.T. CHILINA 13,8 C. COMBINADO CCOMB Diesel 2 32,0 21,0 15,8 10,2

10,4 SULZER1 DIESEL Residual 6 6,5 5,2 5,1 3,1

10,4 SULZER2 DIESEL Residual 6 6,5 5,2 5,0 3,2

10,4 TV2 TV Residual 500 8,5 7,0 6,2 4,7

10,5 TV3 TV Residual 500 12,6 10,0 10,2 5,5

C.T. MOLLENDO 13,8 MIRLESS 1 DIESEL Residual 500 13,2 10,6 8,9 6,5

13,8 MIRLESS 2 DIESEL Residual 500 13,2 10,6 10,7 6,6

13,8 MIRLESS 3 DIESEL Residual 500 13,2 10,6 10,2 6,6

C.T. PISCO 13,8 TG-1 TG Gas Natural de Camisea 44,0 37,4 34,4 34,0

13,8 TG-2 TG Gas Natural de Camisea 44,0 37,4 34,5 34,0

Térmica Total 193,7 155,0 141,0 114,4

Total 405,1 331,4 316,7 240,6

EGEMSA Hidráulica C.H. MACHUPICCHU 13,8 G1 PELTON Hidro 33,5 30,2 29,3 20,3

13,8 G2 PELTON Hidro 33,5 30,2 30,0 20,3

13,8 G3 PELTON Hidro 33,5 30,2 29,6 19,7


Total 100,5 90,5 88,8 60,3

EGENOR Hidráulica C.H. CAÑA BRAVA 10 G1 KAPLAN Hidro 6,3 5,3 5,7 2,6

C.H. CAÑON DEL PATO 13,8 G1 PELTON Hidro 43,3 41,1 43,2 9,1

13,8 G2 PELTON Hidro 43,3 41,1 44,2 9,3

13,8 G3 PELTON Hidro 43,3 41,1 43,9 9,2

13,8 G4 PELTON Hidro 43,3 41,1 43,8 9,2

13,8 G5 PELTON Hidro 43,3 41,1 44,4 9,3

13,8 G6 PELTON Hidro 43,3 41,1 44,1 9,3

C.H. CARHUAQUERO 10 G1 PELTON Hidro 32,3 32,6 32,6 12,2

10 G2 PELTON Hidro 32,3 31,5 31,5 11,8

10 G3 PELTON Hidro 32,3 31,0 31,0 12,0

C.H. CARHUAQUERO IV 10 G4 PELTON Hidro 10,8 10,0 10,0 4,8


Térmica C.T. CHICLAYO OESTE 10,5 GMT-1 DIESEL Residual 6 6,4 5,1 4,2 3,1

10,5 GMT-2 DIESEL Residual 6 6,4 5,1 3,8 3,1

10,5 GMT-3 DIESEL Residual 6 6,3 5,0 2,5 3,0

10,5 SULZER-1 DIESEL Residual 6 7,1 5,7 4,6 3,1

10,5 SULZER-2 DIESEL Residual 6 7,1 5,7 4,5 3,1

C.T. CHIMBOTE 13,2 TG-3 TG Diesel 2 26,2 21,0 20,2 17,1

C.T. LAS FLORES 13,8 TG-1 TG Gas Natural de Camisea 216,0 192,5 198,4 81,0

C.T. PIURA 10 GMT-1 DIESEL Residual 6 6,3 5,0 4,0 3,8

10 GMT-2 DIESEL Residual 6 6,3 5,0 3,7 3,8

4,8 MIRLEES-1 DIESEL Diesel 2 1,7 1,4 1,2 0,9

4,8 MIRLEES-4 DIESEL Diesel 2 2,9 2,3 1,8 1,3

10 TG TG Residual 6 26,3 21,0 17,1 13,7

Térmica Total 318,9 274,8 266,1 136,9

Total 692,3 631,8 640,4 235,7

EGESUR Hidráulica C.H. ARICOTA I 10,5 G1 PELTON Hidro 14,0 11,9 11,2 8,3

10,5 G2 PELTON Hidro 14,0 11,9 11,3 8,4

C.H. ARICOTA II 13,8 G1 PELTON Hidro 14,0 11,9 12,4 6,5


Térmica C.T. INDEPENDENCIA 10,5 WARTSILA 1 TG Gas Natural de Camisea 7,2 5,7 5,7 4,3

10,5 WARTSILA 2 TG Gas Natural de Camisea 7,2 5,7 5,8 4,3



Térmica Total 28,6 22,9 23,0 17,2

Total 70,6 58,6 57,9 40,4

ELECTROPERÚ Hidráulica C.H. MANTARO 13,8 G1 PELTON Hidro 120,0 114,0 103,0 35,5

13,8 G2 PELTON Hidro 120,0 114,0 104,3 35,9

13,8 G3 PELTON Hidro 120,0 114,0 106,3 35,3

13,8 G4 PELTON Hidro 120,0 114,0 107,3 36,7

13,8 G5 PELTON Hidro 120,0 114,0 84,1 26,5

13,8 G6 PELTON Hidro 120,0 114,0 82,5 25,9

13,8 G7 PELTON Hidro 120,0 114,0 83,1 26,6

C.H. RESTITUCION 13,8 G1 PELTON Hidro 82,5 70,1 70,8 44,0

13,8 G2 PELTON Hidro 82,5 70,1 71,7 44,6

13,8 G3 PELTON Hidro 82,5 70,1 72,9 45,3

Hidráulica Total 1 087,5 1 008,4 886,0 356,3

Térmica C.T. EMERGENCIA TRUJILLO (2) (3) 0,48 40 unidades MTU DIESEL Diesel 2 80,0 64,0 62,1 48,0

C.T. TUMBES 10 MAK1 DIESEL Residual 6 11,3 9,3 8,0 5,6

10 MAK2 DIESEL Residual 6 11,3 9,3 8,3 5,6

Térmica Total 102,5 82,7 78,5 59,2

Total 1 190,0 1 091,0 964,5 415,5



ENERSUR Hidráulica C.H. YUNCAN 13,8 G1 PELTON Hidro 48,2 43,4 45,5 29,6

13,8 G2 PELTON Hidro 48,2 43,4 45,9 9,9

13,8 G3 PELTON Hidro 48,2 43,4 45,4 3,3


Térmica C.T. CHILCA 16 TG1 TG Gas Natural de Camisea 201,0 180,0 171,5 82,0

16 TG2 TG Gas Natural de Camisea 201,0 180,0 170,3 82,0

16,5 TG3 TG Gas Natural de Camisea 200,0 199,8 194,2 8,9

C.T. ILO1 4,16 CATKATO DIESEL Diesel 2 4,1 3,1 3,3 1,9

13,8 TG-1 TG Diesel 2 45,8 39,3 34,9 25,0

13,8 TG-2 TG Diesel 2 57,4 42,2 30,7 25,0

13,8 TV2 TV Residual 500 29,4 22,0 22,8 32,0

13,8 TV3 TV Residual 500 81,2 66,0 67,6 32,0

13,8 TV4 TV Residual 500 81,2 66,0 61,4 32,0

C.T. ILO2 17 TVC1 TV Carbón 169,0 135,0 140,6 87,9

Térmica Total 1 070,1 933,4 897,4 408,8

Total 1 214,7 1 063,6 1 034,2 451,5

GEPSA Hidráulica C.H. LA JOYA 10 G1 FRANCIS Hidro 5,6 5,0 4,8 2,5

10 G2 FRANCIS Hidro 5,6 5,0 4,8 2,5


Total 11,3 10,0 9,6 4,9

KALLPA Térmica C.T. KALLPA 16,5 TG1 TG Gas Natural de Camisea 201,0 180,0 186,4 82,0



Térmica Total 650,0 629,0 577,8 256,2

Total 650,0 629,0 577,8 256,2

MAJA ENERGÍA Hidráulica C.H. RONCADOR 10 G1 - G2 FRANCIS Hidro 4,8 3,8 3,5


Total 4,8 3,8 3,5

PETRAMAS Térmica C.TB. HUAYCOLORO (4) 0,48 G1-G2-G3 DIESEL Biogás 6,0 4,8 3,2

Térmica Total 6,0 4,8 3,2

Total 6,0 4,8 3,2

SAN GABÁN Hidráulica C.H. SAN GABAN II 13,8 G1 PELTON Hidro 63,5 55,0 56,6 36,5

13,8 G2 PELTON Hidro 63,5 55,0 56,5 36,9


Térmica C.T. BELLAVISTA 2,4 ALCO DIESEL Diesel 2 3,1 2,5 1,7 1,4

10 MAN 1 DIESEL Diesel 2 2,9 2,3 1,8 1,7

C.T. TAPARACHI 2,4 MAN 1 DIESEL Diesel 2 1,3 1,0 0,6 2,0

2,4 MAN 3 DIESEL Diesel 2 2,9 2,3 1,6 2,0

10,5 MAN 4 DIESEL Diesel 2 2,9 2,3 1,6 0,8

2,4 SKODA 1 DIESEL Diesel 2 1,4 1,1 0,5 2,0

Térmica Total 14,4 11,5 7,8 9,8

Total 141,4 121,5 120,9 83,3

SANTA CRUZ Hidráulica C.H. SANTA CRUZ 2,3 G1 FRANCIS Hidro 3,8 3,5 3,5 1,3

2,3 G2 FRANCIS Hidro 3,8 3,5 3,5 1,3

C.H. SANTA CRUZ II 2,3 G1 FRANCIS Hidro 3,8 3,5 3,7 1,3

2,3 G2 FRANCIS Hidro 3,8 3,5 3,7 1,3


Total 15,0 14,0 14,4 5,4

SANTA ROSA Hidráulica C.H. PURMACANA (5) 2,3 G1 FRANCIS Hidro 2,2 1,8 1,8


Total 2,2 1,8 1,8

SDF ENERGÍA Térmica C.T. OQUENDO 13,8 TG1 TG Gas Natural de Camisea 37,0 31,0 29,4 20,2

Térmica Total 37,0 31,0 29,4 20,2

Total 37,0 31,0 29,4 20,2

SHOUGESA Térmica C.T. SAN NICOLÁS 13,8 TG1 TG Diesel 2 1,6 1,3 1,2 0,8

13,8 TV-1 TV Residual 500 22,1 20,2 18,7 11,6

13,8 TV-2 TV Residual 500 22,1 20,2 17,1 11,8

13,8 TV-3 TV Residual 500 29,4 26,9 25,9 16,0

Térmica Total 75,1 68,5 63,0 40,2

Total 75,1 68,5 63,0 40,2

SINERSA Hidráulica C.H. POECHOS II 10 G1 KAPLAN Hidro 5,4 10,0 5,0

10 G2 KAPLAN Hidro 5,4 5,0


Total 10,8 10,0 10,0

SN POWER Hidráulica C.H. CAHUA 10 G1 FRANCIS Hidro 27,5 21,8 21,4 18,9

10 G2 FRANCIS Hidro 27,5 21,8 21,7 19,1

C.H. GALLITO CIEGO 10,5 G1 FRANCIS Hidro 20,0 17,0 19,0 10,5

10,5 G2 FRANCIS Hidro 20,0 17,0 19,1 10,5



ENERGÉTICO

POTENCIA APARENTE

(MVA)

POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)






ENERGÉTICO

POTENCIA APARENTE

(MVA)

POTENCIA INSTALADA

(MW)

POTENCIA EFECTIVA

(MW)


C.H. MALPASO 6,9 G1 FRANCIS Hidro 17,0 13,6 12,1 10,2

6,9 G2 FRANCIS Hidro 17,0 13,6 12,8 10,2

6,9 G3 FRANCIS Hidro 17,0 13,6 11,2 10,2

6,9 G4 FRANCIS Hidro 17,0 13,6 11,9 10,2

C.H. OROYA 2,3 G1 PELTON Hidro 3,8 3,0 3,1 1,8

2,3 G2 PELTON Hidro 3,8 3,0 3,2 1,8

2,3 G3 PELTON Hidro 3,8 3,0 3,2 1,8

C.H. PACHACHACA 2,3 G1 PELTON Hidro 3,8 3,0 3,2 1,8

2,3 G2 PELTON Hidro 3,8 3,0 3,3 1,8

2,3 G3 PELTON Hidro 3,8 3,0 3,2 1,8

C.H. PARIAC 10 CH2 G1 FRANCIS Hidro 0,2 0,2 0,5 0,6

10 CH2 G2 FRANCIS Hidro 0,5 0,4 0,3 0,6



10 CH4 G1 TURGO Hidro 1,9 1,5 1,5 0,1

10 CH4 G2 TURGO Hidro 1,9 1,5 1,5 0,0

C.H. YAUPI 13,8 G1 PELTON Hidro 24,0 21,6 22,7 10,5

13,8 G2 PELTON Hidro 24,0 21,6 22,6 10,5

13,8 G3 PELTON Hidro 24,0 21,6 22,5 10,5

13,8 G4 PELTON Hidro 24,0 21,6 22,5 10,5

13,8 G5 PELTON Hidro 24,0 21,6 22,5 10,5

C.H. HUAYLLACHO 0,44 G1 PELTON Hidro 0,4 0,3 0,2 0,1

C.H. MISAPUQUIO 0,66 G1 PELTON Hidro 2,3 1,9 1,9 1,9

0,66 G2 PELTON Hidro 2,3 1,9 1,9

C.H. SAN ANTONIO 0,44 G1 FRANCIS Hidro 0,7 0,6 0,6 0,3

C.H. SAN IGNACIO 0,44 G1 FRANCIS Hidro 0,7 0,5 0,4 0,2


Total 317,9 268,2 271,1 167,2

TERMOSELVA Térmica C.T. AGUAYTIA 13,8 TG-1 TG Gas Natural de Aguaytía 119,2 96,2 88,4 77,5

13,8 TG-2 TG Gas Natural de Aguaytía 119,2 95,7 87,0 77,5

Térmica Total 238,4 191,9 175,4 155,0

Total 238,4 191,9 175,4 155,0

Total Hidráulica 3 848,1 3 213,4 3 109,5 1 540,7

Total Térmica 3 866,2 3 532,9 3 334,9 1 621,4

Total SEIN 7 714,3 6 746,3 6 444,4 3 162,1



ACEROS AREQUIPA L-2217 INDEPENDENCIA CAASA 220,0 24,5 S/D 1,0ADINELSA L-6670 HUACHO ANDAHUASI 66,0 32,5 84,0 1,0 LT60KV PUQUIO CORACORA 60,0 51,9 S/D 1,0AYEPSA LT138KV LLACUABAMBA PÍAS 138,0 21,7 S/D 1,0MINERA ATACOCHA L-6523 PARAGSHA I CHICRIN 50,0 20,5 S/D 1,0 L-6523A CHICRIN CHAPRIN 50,0 14,2 S/D 1,0 L-6523B CHICRIN ATACOCHA 50,0 3,2 S/D 1,0AUTORIDAD AUTÓNOMA L-720 SAN JUAN PACHACUTEC 60,0 6,8 S/D 1,0DEL TREN ELÉCTRICO L-6704 S. ROSA NUEVA GRAU 60,0 3,2 S/D 1,0ABENGOA TRANSMISIÓN NORTE L-2267 PARAGSHA 2 CARHUAMAYO ATN 220,0 43,5 393,0 1,0 L-2268 PARAGSHA 2 CARHUAMAYO ATN 220,0 43,5 393,0 1,0 L-1707 CARHUAMAYO (ISA) CARHUAMAYO (EAN) 138,0 3,1 S/D 1,0 L-2264 PARAGSHA 2 CONOCOCHA 220,0 140,2 S/D 1,0 L-2272 KIMAN AYLLU CAJAMARCA NORTE 220,0 223,8 S/D 1,0 L-2274 KIMAN AYLLU CAJAMARCA NORTE 220,0 223,8 S/D 1,0 L-2269 CONOCOCHA KIMAN AYLLU 220,0 172,0 S/D 1,0 L-2270 CONOCOCHA KIMAN AYLLU 220,0 172,0 S/D 1,0 L-2278 CONOCOCHA PARAMONGA NUEVA 220,0 92,5 S/D 1,0 L-2253 CONOCOCHA VIZCARRA 220,0 51,5 S/D 1,0 L-1131 KIMAN AYLLU HUALLANCA 138,0 7,2 S/D 1,0 L-1132 KIMAN AYLLU PTO. DERIVACIÓN SIHUAS 138,0 45,1 S/D 1,0CEMENTO ANDINO L-1706 CARIPA CONDORCOCHA 138,0 13,0 S/D 1,0CONENHUA L-6648 CAJAMARCA NORTE LA PAJUELA 60,0 10,2 1166,6 1,0 L-6649 CAJAMARCA NORTE LA PAJUELA 60,0 10,2 1166,6 1,0 L-1040 CALLALLI ARES 138,0 103,7 120,0 1,0 L-6643 HUANCAVELICA INGENIO 60,0 32,9 200,0 1,0 L-2261 CAJAMARCA NORTE GOLD MILL 220,0 10,9 354,0 1,0 L-2260 TRUJILLO NORTE CAJAMARCA NORTE 220,0 137,0 200,0 1,0 L-6644 INGENIO CAUDALOSA 60,0 52,4 240,0 1,0COELVISAC L-6623-3 P95 DE L-6623-2 COELVISA I 60,0 0,3 S/D 1,0COELVISAC L-6607 INDEPENDENCIA COELVISA I 60,0 31,0 S/D 1,0CHAVIMOCHIC LT-1 SUBESTACIÓN VIRÚ SUBESTACIÓN VIRU1 34,5 7,0 S/D 1,0 LT-2 SUBESTACIÓN VIRÚ SUBESTACIÓN CHAO 34,5 17,0 S/D 1,0 LT-1B ESTRUCTURA 11 DE LT-1 SUBESTACIÓN PUR PUR 34,5 0,8 S/D 1,0MINERA ANTAMINA L-2255 VIZCARRA ANTAMINA 220,0 53,1 S/D 1,0 L-6688 9 DE OCTUBRE PUNTA LOBITOS HUARMEY 66,0 4,8 S/D 1,0 L-2286 VIZCARRA ANTAMINA 220,0 52,2 S/D 1,0MINAS BUENAVENTURA L-1123 PARAGSHA 2 UCHUCCHACUA 138,0 47,9 S/D 1,0 L-6017 ARES HUANCARAMA 66,0 25,3 S/D 1,0 L-6023 HUANCARAMA CHIPMO 66,0 10,9 S/D 1,0COMPAÑÍA TRANSMISORA ANDINA L-1136 TRUJILLO NORTE ALTO CHICAMA 138,0 97,9 S/D 1,0 L-1127 HUALLANCA PIERINA 138,0 84,2 S/D 1,0TRANSMISORA NOR PERUANA L-2263 CAJAMARCA NORTE CERRO CORONA 220,0 33,9 S/D 1,0SINERSA L-6698A CURUMUY PORTICO (DERIV. L-6698) 60,0 8,4 S/D 1,0 L-6668 POECHOS SULLANA 60,0 34,0 S/D 1,0PROYECTO OLMOS - TINAJONES L-6032 CHICLAYO OESTE ILLIMO 60,0 35,4 S/D 1,0 L-6033-6034 ILLIMO OCCIDENTE 60,0 117,3 S/D 1,0SN POWER L-6525 A OROYA NUEVA CURIPATA 50,0 9,8 440,0 1,0 L-6525 B CURIPATA PACHACHACA 50,0 8,9 475,0 1,0 L-6526 PACHACHACA MAHR TÚNEL 50,0 2,5 226,0 1,0 L-6527 A MAHR TÚNEL CARAHUACRA CONCENTRADORA 50,0 7,9 165,0 1,0 L-6527 B CARAHUACRA CONCENTRADORA CARAHUACRA MINA 50,0 3,6 165,0 1,0 L-6527 C CARAHUACRA MINA SAN ANTONIO 50,0 1,5 150,0 1,0 L-6527 D SAN ANTONIO SAN CRISTÓBAL 50,0 1,9 165,0 1,0 L-6527 E SAN CRISTÓBAL ANDAYCHAGUA 50,0 6,2 150,0 1,0 L-6527 F ANDAYCHAGUA ANDAYCHAGUA 50,0 1,2 150,0 1,0 L-6528 A PACHACHACA ALPAMINA 50,0 7,9 188,0 1,0 L-6528 B ALPAMINA AUSTRIA DUVAZ 50,0 2,7 188,0 1,0 L-6528 C AUSTRIA DUVAZ MOROCOCHA 50,0 1,3 188,0 1,0 L-6529 PACHACHACA MOROCOCHA 50,0 12,8 310,0 1,0 L-6530 PACHACHACA MOROCOCHA 50,0 13,0 310,0 1,0 L-6531 MOROCOCHA MOROCOCHA CONCENTRADORA 50,0 0,7 S/D 1,0 L-6532 A MOROCOCHA CASAPALCA NORTE 50,0 13,0 218,0 1,0 L-6532 B CASAPALCA NORTE CARLOS FRANCISCO 50,0 1,2 218,0 1,0 L-6533 A MOROCOCHA TICLIO 50,0 6,7 218,0 1,0 L-6533 B TICLIO CASAPALCA NORTE 50,0 6,3 218,0 1,0 L-6533 C CASAPALCA NORTE CARLOS FRANCISCO 50,0 1,2 218,0 1,0 L-6535 A CARLOS FRANCISCO ANTUQUITO 50,0 1,6 218,0 1,0 L-6535 B ANTUQUITO ROSAURA 50,0 3,1 233,0 1,0 L-6535 C ROSAURA BELLAVISTA 50,0 0,9 233,0 1,0 L-6535 D BELLAVISTA SAN MATEO 50,0 7,0 233,0 1,0 L-6538 OROYA NUEVA PACHACHACA 50,0 18,2 S/D 1,0 L-6539 PACHACHACA SAN CRISTÓBAL 50,0 17,1 S/D 1,0 L-6541 OROYA NUEVA PLANTA DE ZINC 50,0 2,5 S/D 1,0 L-6602 COBRIZA I COBRIZA II 69,0 53,3 S/D 1,0 L-1701 YAUPI YUNCÁN 138,0 13,5 S/D 1,0 L-1705 OROYA NUEVA CARIPA 138,0 20,5 S/D 1,0 L-1702 CARIPA CARHUAMAYO (SNPOWER) 138,0 53,5 S/D 1,0 L-1703 CARHUAMAYO (SNPOWER) PARAGSHA 2 138,0 39,7 S/D 1,0 L-1704 PARAGSHA I PARAGSHA 2 138,0 1,9 S/D 1,0

CUADRO N° 18.3DATOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN INTEGRANTES DEL COES A DICIEMBRE 2011

PROPIETARIO CODIGO ENVIO RECEPCION TENSIÓN(kV)

LONGITUD(km)

CORRIENTEMÁXIMA (A) N˚ DE TERNAS


L-1033 CAHUA PARAMONGA EXISTENTE 138,0 63,0 S/D 1,0 L33 MISAPUQUIO ARCATA 33,0 23,1 S/D 1,0 L-6686 PARIAC DERIV. L-6681 66,0 4,0 S/D 1,0 L-6501 A MALPASO JUNÍN 50,0 37,3 218,0 1,0 L-6501 B JUNÍN CARHUAMAYO (SNPOWER) 50,0 27,4 218,0 1,0 L-6502 MALPASO CARHUAMAYO (SNPOWER) 50,0 64,7 218,0 1,0 L-6503 MALPASO OROYA 50,0 18,7 343,0 1,0 L-6504 A MALPASO MAYUPAMPA 50,0 17,0 343,0 1,0 L-6504 B MAYUPAMPA OROYA NUEVA 50,0 3,3 343,0 1,0 L-6509 OROYA FUNDICIÓN 50,0 2,4 386,0 1,0 L-6513 OROYA NUEVA ALAMBRÓN 50,0 0,9 298,0 1,0 L-6514 CARHUAMAYO (SNPOWER) SHELBY 50,0 22,9 350,0 1,0 L-6515 CARHUAMAYO (SNPOWER) SHELBY 50,0 22,9 350,0 1,0 L-6516 A SHELBY VISTA ALEGRE 50,0 13,6 218,0 1,0 L-6516 B VISTA ALEGRE EXCÉLSIOR 50,0 4,6 218,0 1,0 L-6517 A SHELBY BUENA VISTA 50,0 6,5 218,0 1,0 L-6517 B BUENA VISTA VISTA ALEGRE 50,0 7,1 218,0 1,0 L-6517 C VISTA ALEGRE EXCÉLSIOR 50,0 4,6 218,0 1,0 L-6518 BUENA VISTA LA FUNDICIÓN 50,0 2,2 S/D 1,0 L-6519 VISTA ALEGRE SAN JUAN 50,0 2,7 S/D 1,0 L-6520 EXCÉLSIOR PARAGSHA I 50,0 1,2 S/D 1,0 L-6524 A PARAGSHA I NUEVA DERIV.MILPO 50,0 2,5 264,0 1,0 L-6524 B NUEVA DERIV.MILPO HUICRA 50,0 2,6 264,0 1,0 L-6524C HUICRA ANTAGASHA 50,0 13,7 264,0 1,0 L-6524E ANTAGASHA GOYLLAR 50,0 10,9 264,0 1,0 L-6601 A OROYA NUEVA PACHACAYO 69,0 37,8 S/D 1,0 L-6601 B PACHACAYO CHUMPE (YAURICOCHA) 69,0 63,9 S/D 1,0 L-2265 YUNCÁN CARHUAMAYO (SNPOWER) 220,0 50,9 S/D 1,0 L-6540 OROYA NUEVA PLANTA DE ZINC 50,0 2,7 S/D 1,0 L-1101 PARAMONGA EXISTENTE PARAMONGA NUEVA 138,0 9,4 S/D 1,0 L-1102 CAHUA PARAMONGA EXISTENTE 138,0 63,0 S/D 1,0EDECAÑETE L-6610 CANTERA SAN VICENTE 60,0 8,5 S/D 1,0EDEGEL L-2001 HUINCO SANTA ROSA 220,0 62,0 900,0 1,0 L-2002 HUINCO SANTA ROSA 220,0 62,0 900,0 1,0 L-2009 CALLAHUANCA CAJAMARQUILLA 220,0 35,5 900,0 1,0 L-2015 CAJAMARQUILLA CHAVARRIA 220,0 21,4 900,0 1,0 L-2716 CALLAHUANCA CALLAHUANCA 220,0 0,6 1180,0 1,0 L-2256 YANANGO PACHACHACA 220,0 89,1 900,0 1,0 L-2257 CHIMAY YANANGO 220,0 29,5 900,0 1,0 L-6011 MOYOPAMPA SANTA ROSA 60,0 43,4 600,0 1,0 L-6020 MOYOPAMPA SANTA ROSA 60,0 43,4 600,0 1,0 L-6031 CALLAHUANCA HUACHIPA 60,0 43,8 600,0 1,0 L-6040 CALLAHUANCA HUAMAPANI 60,0 26,5 600,0 1,0 L-6055 MOYOPAMPA SALAMANCA 60,0 45,1 500,0 1,0 L-6060 MOYOPAMPA BALNEARIOS 60,0 49,5 500,0 1,0 L-6544 HUAMAPANI ÑAÑA 60,0 8,1 600,0 1,0 L-6731 MOYOPAMPA CHOSICA 60,0 0,6 600,0 1,0 L-2007 MATUCANA CALLAHUANCA 220,0 22,5 900,0 1,0 L-6111 CALLAHUANCA MOYOPAMPA 60,0 12,9 540,0 1,0 L-2008 CALLAHUANCA CAJAMARQUILLA 220,0 35,5 900,0 1,0 L-2014 CAJAMARQUILLA CHAVARRIA 220,0 21,4 900,0 1,0EDELNOR L-2005 CHAVARRIA BARSI 220,0 9,6 860,0 1,0 L-2006 CHAVARRIA BARSI 220,0 9,1 860,0 1,0 L-2016 VENTANILLA CHILLON 220,0 1,3 860,0 1,0 L-2017 VENTANILLA CHILLON 220,0 1,3 860,0 1,0 L-607 S. ROSA NUEVA TACNA 60,0 2,8 600,0 1,0 L-613 S. ROSA ANTIGUA TACNA 60,0 3,0 610,0 1,0 L-614 S. ROSA NUEVA TACNA 60,0 2,8 600,0 1,0 L-615 BARSI PERSHING 60,0 9,1 750,0 1,0 L-616 BARSI MARANGA 60,0 3,3 750,0 1,0 L-617 CHAVARRIA TOMÁS VALLE 60,0 6,9 540,0 1,0 L-618 CHAVARRIA OQUENDO 60,0 8,3 540,0 1,0 L-621 CHAVARRIA MIRONES 60,0 7,1 540,0 1,0 L-622 CHAVARRIA MIRONES 60,0 7,1 540,0 1,0 L-623 BARSI SANTA MARINA 60,0 4,3 750,0 1,0 L-624 BARSI SANTA MARINA 60,0 3,8 540,0 1,0 L-625 CHAVARRIA CAUDIVILLA 60,0 13,7 540,0 1,0 L-626 CHAVARRIA TOMÁS VALLE 60,0 4,7 540,0 1,0 L-635 CAUDIVILLA ZAPALLAL 60,0 18,5 540,0 1,0 L-636 CHAVARRIA PUENTE PIEDRA 60,0 15,1 540,0 1,0 L-6441 BARSI MARANGA 60,0 3,3 540,0 1,0 L-645 SANTA MARINA MARANGA 60,0 5,3 540,0 1,0 L-646 MARANGA PERSHING 60,0 5,9 540,0 1,0 L-650 ZAPALLAL VENTANILLA 60,0 4,5 540,0 1,0 L-651 VENTANILLA LA PAMPILLA 60,0 5,8 540,0 1,0 L-652 CHILLON LA PAMPILLA 60,0 6,6 540,0 1,0 L-653 CHILLON OQUENDO 60,0 7,5 540,0 1,0 L-6554 CHILLON ZAPALLAL 60,0 12,8 540,0 1,0 L-6555 CHILLON INFANTAS 60,0 8,2 540,0 1,0 L-661 BARSI PANDO 60,0 8,5 540,0 1,0 L-662 BARSI MIRONES 60,0 7,5 540,0 1,0



LONGITUD(km)



L-664 MIRONES PANDO 60,0 2,6 540,0 1,0 L-669 ZAPALLAL CHANCAY 60,0 34,9 540,0 1,0 L-670 ANCON HUARAL 60,0 42,4 540,0 1,0 L-671 CHANCAY HUARAL 60,0 14,1 540,0 1,0 L-672 ZAPALLAL ANCON 60,0 9,6 540,0 1,0 L-6741 ZARATE JICAMARCA 60,0 13,4 540,0 1,0 L-684 CHILLON NARANJAL 60,0 11,4 540,0 1,0 L-685 HUACHO HUACHO 66,0 13,5 540,0 1,0 L-686 PUENTE PIEDRA ZAPALLAL 60,0 6,2 540,0 1,0 L-687 CANTO GRANDE JICAMARCA 60,0 9,1 540,0 1,0 L-689 BARSI INDUSTRIAL 60,0 1,9 540,0 1,0 L-690 BARSI INDUSTRIAL 60,0 1,9 540,0 1,0 L-692 NARANJAL INFANTAS 60,0 3,9 540,0 1,0 L-693 DERIVACIÓN LÍNEA 694 SUPE 66,0 1,6 540,0 1,0 L-694 PARAMONGA NUEVA HUACHO 66,0 54,5 540,0 1,0 L-695 S. ROSA NUEVA CANTO GRANDE 60,0 8,4 540,0 1,0 L-696 S. ROSA NUEVA JICAMARCA 60,0 15,1 640,0 1,0 L-697 CHAVARRIA INFANTAS 60,0 7,0 540,0 1,0 L-698 CHAVARRIA NARANJAL 60,0 4,0 540,0 1,0 L-699 TOMÁS VALLE OQUENDO 60,0 7,5 540,0 1,0 L-701 S. ROSA ANTIGUA S. ROSA NUEVA 60,0 0,3 860,0 1,0EEPSA TERNA 1 S.E. MALACAS REFINERÍA 33,0 6,0 S/D 1,0 TERNA 2 S.E. MALACAS REFINERÍA 33,0 6,0 S/D 1,0EGASA L-1126 SANTUARIO CONVERTIDOR 138,0 17,6 S/D 1,0 L-3103 CHARCANI IV CHILINA 33,0 12,5 331,0 1,0 L-3000 CHARCANI VI CONVERTIDOR 33,0 10,9 545,0 1,0 L-3104 CHARCANI IV CHILINA 33,0 12,5 331,0 1,0 L-3002 CONVERTIDOR CHILINA 33,0 10,9 331,0 1,0 L-3003 CONVERTIDOR CHILINA 33,0 10,9 331,0 1,0EGEHUANZA L-6718 CALLAHUANCA HUANZA 60,0 26,9 S/D 1,0EGEMSA L-1001 MACHUPICCHU CACHIMAYO 138,0 76,4 390,0 1,0 L-1002 MACHUPICCHU QUENCORO 138,0 95,1 512,0 1,0 L-1003 CACHIMAYO DOLORESPATA 138,0 13,7 390,0 1,0EGENOR L-2111 LAS FLORES CHILCA 220,0 3,6 S/D 1,0 L-2240 CHICLAYO OESTE CARHUAQUERO 220 83,00 300,0 1,0 L-1103 HUALLANCA CHIMBOTE 1 138 84,00 663,0 1,0 L-1104 HUALLANCA CHIMBOTE 1 138 84,00 663,0 1,0 L-1105 HUALLANCA CHIMBOTE 1 138 84,00 663,0 1,0 L-1106 CHIMBOTE 1 CHIMBOTE 2 138 8,50 485,0 1,0 L-1107 CHIMBOTE 1 CHIMBOTE 2 138 8,50 485,0 1,0EGESUR L-6617 ARICOTA 1 ARICOTA 2 66,0 5,8 219,0 1,0 L-6620 ARICOTA 2 TOMASIRI 66,0 58,2 219,0 1,0 L-6637 TOMASIRI LOS HEROES 66,0 29,8 219,0 1,0 L-6640 LOS HEROES TACNA 66,0 5,7 545,0 1,0 L-6667 ARICOTA 1 SARITA 66,0 0,3 219,0 1,0 L-6687 CALANA PARQUE INDUSTRIAL 66,0 4,0 219,0 1,0 L-6612 INDEPENDENCIA INDEPENDENCIA 60,0 0,1 S/D 1,0ELECTROCENTRO L-6076 CELDA CONDORCOCHA NINATAMBO 44,0 14,1 S/D 1,0 L-6077 NINATAMBO C.H. HUASAHUASI II 44,0 27,7 S/D 1,0 L-1203 YAUPI OXAPAMPA 138,0 28,3 S/D 1,0 L-6061 CELDA COBRIZA II MACHAHUAY 66,0 1,5 210,0 1,0 L-6062 MACHAHUAY HUANTA 66,0 51,8 210,0 1,0 L-6063 HUANTA MOLLEPATA 66,0 23,7 210,0 1,0 L-6064 MOLLEPATA AYACUCHO 66,0 4,5 210,0 1,0 L-6065 MOLLEPATA CANGALLO 66,0 63,1 210,0 1,0 L-6631 HUAYUCACHI SALESIANOS 60,0 6,8 597,0 1,0 L-6070 SALESIANOS PARQUE INDUSTRIAL 60,0 4,5 376,0 1,0 L-6078 PARQUE INDUSTRIAL CONCEPCION 60,0 17,0 164,0 1,0 L-6072 CONCEPCION XAUXA 60,0 24,5 S/D 1,0 L-3413 PARQUE INDUSTRIAL CHUPACA 33,0 5,6 S/D 1,0 L-3414 CHUPACA HUARISCA 33,0 8,1 S/D 1,0 L-3415 HUARISCA CHALA NUEVA 33,0 13,4 S/D 1,0 L-3416 INGENIO COMAS 33,0 32,4 S/D 1,0 L-3417 COMAS MATAPA 33,0 39,2 S/D 1,0 L-6066 COBRIZA I PAMPAS 66,0 27,8 S/D 1,0 L-6067 DER. SE HUANCAYOCASSA HUANCAYOCCASA 33,0 0,6 S/D 1,0 L-6079 MOLLEPATA SAN FRANCISCO 66,0 80,0 S/D 1,0 L-6632 HUAYUCACHI HUANCAYO ESTE 60,0 13,3 S/D 1,0 L-3422 CHALA NUEVA EL MACHU 33,0 35,3 S/D 1,0 L-6513C DER. ALTO MARCAVALLE ALTO MARCAVALLE 50,0 1,0 S/D 1,0 L-6080 OXAPAMPA VILLA RICA 60,0 23,9 S/D 1,0 L-6084 VILLA RICA PICHANAKI 60,0 56,0 S/D 1,0 L-6086 PICHANAKI SATIPO 60,0 43,0 S/D 1,0 L-6087 C.H. HUASAHUASI II CHANCHAMAYO 44,0 33,5 S/D 1,0ELECTRO NORTE L-6012 CHICLAYO OESTE CHICLAYO NORTE 60,0 6,7 340,0 1,0 L-6022 CHICLAYO OESTE CHICLAYO NORTE 60,0 6,7 340,0 1,0 L-6051 CHICLAYO NORTE POMALCA 60,0 7,3 545,0 1,0 L-6052 POMALCA TUMAN 60,0 8,5 545,0 1,0 L-6053 TUMAN CAYALTI 60,0 23,9 545,0 1,0 L-1135 CARHUAQUERO CUTERVO 138,0 63,4 S/D 1,0 L-1138 CUTERVO NUEVA JAEN 138,0 90,2 S/D 1,0



LONGITUD(km)



L-6037 CHICLAYO OESTE LAMBAYEQUE SUR 60,0 9,0 S/D 1,0ELECTROPERÚ L-2228 RESTITUCIÓN CAMPO ARMIÑO 220,0 2,2 400,0 1,0 L-2229 RESTITUCIÓN CAMPO ARMIÑO 220,0 2,2 400,0 1,0 L-2230 RESTITUCIÓN CAMPO ARMIÑO 220,0 1,9 400,0 1,0 L-6664 ZORRITOS MANCORA 60,0 76,5 S/D 1,0ELECTROSUR L-6659 TACNA YARADA 66,0 27,3 131,0 1,0 L-6677 PARQUE INDUSTRIAL TACNA 66,0 7,5 219,0 1,0 L-3366 SARITA CASERIO ARICOTA 33,0 16,6 S/D 1,0 L-3331 CASERIO ARICOTA CHALLAGUAYA 33,0 19,2 S/D 1,0 L-3332 CHALLAGUAYA TARATA 33,0 15,2 S/D 1,0 L-3333 TARATA ALTO TOQUELA 33,0 26,0 S/D 1,0 L-3334 ALTO TOQUELA EL AYRO 33,0 29,0 S/D 1,0 L-3310B POLOBAYA PUQUINA 33,0 19,1 S/D 1,0 LT-66kV LOS HEROES TACNA 66,0 5,6 S/D 1,0 L-3310A SOCABAYA POLOBAYA 33,0 22,8 S/D 1,0ELECTRONOROESTE L-6650 PIURA OESTE PIURACENTRO 60,0 7,4 510,0 1,0 L-6651 PIURA OESTE TEXTILPIURA 60,0 4,6 545,0 1,0 L-6654 PIURA OESTE PAITA 60,0 45,8 529,0 1,0 L-6657/1 PIURA OESTE EJIDOS 60,0 10,8 545,0 1,0 L-6657/2 EJIDOS CASTILLA 60,0 3,9 340,0 1,0 L-6657/3 EJIDOS CHULUCANAS 60,0 49,6 545,0 1,0 L-6657/4 CHULUCANAS D-MORROPON 60,0 22,0 545,0 1,0 L-6657/5 D-MORROPON MORROPON 60,0 8,0 545,0 1,0 L-6657/6 D-MORROPON LOMA LARGA 60,0 51,1 545,0 1,0 L-6658A PIURA OESTE LAUNION 60,0 31,9 340,0 1,0 L-6658B LAUNION SECHURA 60,0 21,2 340,0 1,0 L-6658C SECHURA CONSTANTE 60,0 18,0 340,0 1,0 L-6662/1 SULLANA LA HUACA 60,0 29,5 348,0 1,0 L-6662/2 LA HUACA ELARENAL 33,0 14,0 348,0 1,0 L-6663 ELARENAL PAITA 33,0 25,4 545,0 1,0 L-6664 ZORRITOS MANCORA 60,0 74,7 545,0 1,0 L-6665/1 ZORRITOS TUMBES 60,0 23,2 545,0 1,0 L-6665/2 TUMBES PUERTO PIZARRO 60,0 11,6 340,0 1,0 L-6665/3 PUERTO PIZARRO ZARUMILLA 60,0 11,7 340,0 1,0 L-6669 PAITA TIERRA COLORADA 60,0 5,4 277,0 1,0 L-6698/1 PIURA OESTE D-CURUMUY 60,0 15,3 505,0 1,0 L-6698/2 D-CURUMUY SULLANA 60,0 13,6 505,0 1,0 L-6698/3 D-CURUMUY CURUMUY 60,0 8,4 255,0 1,0ENERSUR L-2027 ILO2 MOQUEGUA 220,0 72,4 1050,0 1,0 L-2027 ILO2 MOQUEGUA 220,0 72,4 393,0 1,0 L-2028 ILO2 MOQUEGUA 220,0 72,4 1050,0 1,0 L-2028 ILO2 MOQUEGUA 220,0 72,4 393,0 1,0 L-2101 CHILCA CHILCA 1 220,0 0,8 1575,0 1,0 L-2102 CHILCA CHILCA 1 220,0 0,8 1575,0 1,0 L-1381 MOQUEGUA BOTIFLACA (CUAJONE) 138,0 30,8 820,0 1,0 L-1382 MOQUEGUA BOTIFLACA (CUAJONE) 138,0 30,8 669,0 1,0 L-1383 ILO1 MOQUEGUA 138,0 58,5 544,0 1,0 L-1384 MILLSITE MOQUEGUA 138,0 38,7 418,0 1,0 L-1385/1 ILO1 D-REFINERIA 138,0 9,8 251,0 1,0 L-1385/1 D-REFINERIA ILO ELS 138,0 4,6 251,0 1,0 L-1385/2 ILO ELS QUEBRADA HONDA 138,0 62,5 251,0 1,0 L-1385/3 MILLSITE QUEBRADA HONDA 138,0 28,0 251,0 1,0 L-1386/1 MILLSITE PUSHBACK 138,0 5,0 251,0 1,0 L-1386/2 PUSHBACK BOTIFLACA (CUAJONE) 138,0 27,0 251,0 1,0 L-1389 MILLSITE LIXIVIACION 138,0 1,8 690,0 1,0ELECTRO ORIENTE L-21 TARAPOTO BELLAVISTA 138,0 86,0 S/D 1,0 L-22 TARAPOTO MOYOBAMBA 138,0 99,0 S/D 1,0 L-18 GERA MOYOBAMBA 60,0 17,5 S/D 1,0 L-20 MOYOBAMBA RIOJA 60,0 21,0 S/D 1,0 L60171 C.H. MUYO BAGUA 60,0 29,3 S/D 1,0 L60751 BAGUA JAEN 60,0 33,9 S/D 1,0 L-01 C.T. IQUITOS SANTA ROSA 60,0 5,5 S/D 1,0 L-1016 TOCACHE BELLAVISTA 138,0 149,2 S/D 1,0 L-6093 TARAPOTO PONGO 60,0 5,7 S/D 1,0 L-3301 PONGO YURIMAGUAS 33,0 18,0 S/D 1,0ELECTROPUNO L-6311 JULIACA BELLAVISTA 60,0 37,0 S/D 1,0 L-0638 PUNO POMATA 60,0 43,6 192,0 1,0 L-0639 PUNO BELLAVISTA 60,0 3,0 192,0 1,0 L-6021 AZANGARO SE SAN RAFAEL 60,0 92,8 S/D 1,0 L-6024 AZANGARO DERIV PUTINA 60,0 38,0 S/D 1,0 L-6025 DERIV PUTINA ANANEA 60,0 48,7 S/D 1,0 L-6026 DERIV PUTINA HUANCANE 60,0 35,0 S/D 1,0ELECTROSURESTE L-1031 REPARTICION MAJES 138,0 49,0 565,0 1,0 L-6672 MARCONA BELLA UNION 60,0 63,0 365,0 1,0 L-3090 SOCABAYA JESUS 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3091 SOCABAYA JESUS 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3100 CHILINA JESUS 33,0 9,8 331,0 1,0 L-3101 CHILINA JESUS 33,0 9,8 331,0 1,0 L-3060 CHILINA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3061 CHILINA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3062 PXZL3061 CONO NORTE 33,0 6,5 235,0 1,0 L-3080 SOCABAYA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,2 368,0 1,0 L-3081 SOCABAYA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,2 368,0 1,0


PROPIETARIO CODIGO ENVIO RECEPCION TENSIÓN

(kV)LONGITUD

(km)CORRIENTEMÁXIMA (A) N˚ DE TERNAS


L-3071 PARQUE INDUSTRIAL CL-ACEROS 33,0 0,0 368,0 1,0 L-3080B PXWL3071 CL-MOLYCOP 33,0 0,3 368,0 1,0 L-3050 CHILINA SAN LAZARO 33,0 1,3 331,0 1,0 L-3051 CHILINA SAN LAZARO 33,0 1,3 331,0 1,0 L-3070 SOCABAYA PAUCARPATA 33,0 6,7 340,0 1,0 L-3031 BASE ISLAY MOLLENDO 33,0 4,7 255,0 1,0 L-3035 BASE ISLAY MATARANI 33,0 10,1 255,0 1,0 L-3035A PXZL3035 AGUA LIMA 33,0 0,8 255,0 1,0 L-3038 BASE ISLAY MEJIA 33,0 13,8 255,0 1,0 L-3038A MEJIA LA CURVA 33,0 11,2 255,0 1,0 L-3038B LA CURVA COCACHACRA 33,0 9,7 255,0 1,0 L-3038C COCACHACRA CHUCARAPI 33,0 4,3 235,0 1,0 L-1032 MAJES CAMANA 138,0 63,8 455,0 1,0 L-6550 MAJES CORIRE-CHUQUIBAMBA 60,0 92,8 340,0 1,0 L-3072 DERV. PAUCARPATA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 3,2 340,0 1,0 L-3092 JESUS PORONGOCHE 33,0 4,1 455,0 1,0 L-3063 CHALLAPAMPA REAL PLAZA 33,0 1,5 410,0 1,0 L-1014 SAN GABAN MAZUKO 138,0 69,2 470,0 1,0 L-1015 MAZUKO PUERTO MALDONADO 138,0 152,6 455,0 1,0 L-6002/1 MACHUPICCHU D_SANTA MARIA 60,0 21,0 167,0 1,0 L-6002/1 D_SANTA MARIA QUILLABAMBA (URPIPATA) 60,0 15,0 167,0 1,0 L-6003 ABANCAY ANDAHUAYLAS 60,0 58,2 200,0 1,0 L-6004 QUILLABAMBA (URPIPATA) CHAHUARES 60,0 33,6 150,0 1,0 L-6005/1 ABANCAY D_CHUQUIBAMBILLA 60,0 14,0 105,0 1,0 L-6005/1 D_CHUQUIBAMBILLA CHUQUIBAMBILLA 60,0 55,8 105,0 1,0 L-6005/2 D_CHUQUIBAMBILLA CHACAPUENTE 60,0 67,3 105,0 1,0 L-6006/1 CACHIMAYO PISAC 60,0 26,0 105,0 1,0 L-6006/2 PISAC PAUCARTAMBO 60,0 30,0 105,0 1,0 L-3301 RACCHI CACHIMAY 33,0 15,7 S/D 1,0ELECTRO DUNAS L-6603/1 INDEPENDENCIA D-TMORA 60,0 31,3 322,0 1,0 L-6603/2 D-PEDREGAL D-TMORA 60,0 7,3 322,0 1,0 L-6603/3 D-PEDREGAL PEDREGAL 60,0 0,1 322,0 1,0 L-6603/4 D-PEDREGAL TAMBO DE MORA 60,0 5,2 322,0 1,0 L-6603/5 PUEBLONUEVO D-TMORA 60,0 11,8 322,0 1,0 L-6604/1 INDEPENDENCIA D-CARMEN 60,0 25,0 322,0 1,0 L-6604/2 ELCARMEN D-CARMEN 60,0 5,7 276,0 1,0 L-6604/3 PUEBLONUEVO D-CARMEN 60,0 18,0 322,0 1,0 L-6605/1 INDEPENDENCIA D-PARACAS 60,0 24,8 322,0 1,0 L-6605/2 D-PARACAS D-ALTOLALUNA 60,0 7,3 322,0 1,0 L-6605/3 D-ALTOLALUNA ALTO LA LUNA 60,0 1,5 322,0 1,0 L-6605/4 D-ALTOLALUNA PISCO 60,0 2,5 322,0 1,0 L-6605/5 D-PARACAS D-FUNSUR 60,0 5,7 322,0 1,0 L-6605/6 D-FUNSUR FUNSUR 60,0 0,2 322,0 1,0 L-6605/7 D-FUNSUR PARACAS 60,0 8,8 322,0 1,0 L-6623/1 ICA D-ICANORTE 60,0 5,5 340,0 1,0 L-6623/2 D-ICANORTE ICA NORTE 60,0 2,5 340,0 1,0 L-6623/3 D-ICANORTE TACAMA 60,0 4,2 322,0 1,0 L-6623/4 TACAMA VILLACURI 60,0 25,4 322,0 1,0 L-6624 ICA SANTA MARGARITA 60,0 17,7 340,0 1,0 L-6630/1 MARCONA D-LLIPATA 60,0 35,2 340,0 1,0 L-6630/2 D_LLIPATA LLIPATA(PALPA) 60,0 41,2 340,0 1,0 L-6630/3 D_LLIPATA NASCA 60,0 17,3 340,0 1,0 L-6630/4 NASCA PUQUIO 60,0 100,5 340,0 1,0 L-6630/5 PUQUIO CORACORA 60,0 51,9 340,0 1,0 L-6625 ICA SEÑOR DE LUREN 60,0 7,4 S/D 1,0ETENORTE L-2240 C.H. CARHUAQUERO CHICLAYO OESTE 220,0 83,0 S/D 1,0 L-1103 HUALLANCA CHIMBOTE 1 138,0 83,0 S/D 1,0 L-1104 HUALLANCA CHIMBOTE 1 138,0 83,3 S/D 1,0 L-1105 HUALLANCA CHIMBOTE 1 138,0 83,3 S/D 1,0 L-1106 CHIMBOTE 1 S.E. CHIMBOTE 2 138,0 8,6 S/D 1,0 L-1107 CHIMBOTE 1 S.E. CHIMBOTE 2 138,0 8,6 S/D 1,0ELECTRO UCAYALI L-6674 PARQUE INDUSTRIAL YARINA 60,0 6,8 S/D 1,0 L-6673 YARINA PUCALLPA 60,0 6,2 S/D 1,0HIDRANDINA L-1108 CHIMBOTE 1 S.E. CHIMBOTE NORTE 138,0 6,5 600,0 1,0 L-1111 CHIMBOTE 1 S.E. CHIMBOTE SUR 138,0 13,8 600,0 1,0 L-1112 S.E. CHIMBOTE SUR S.E. NEPEÑA 138,0 17,5 306,0 1,0 L-1113 S.E. NEPEÑA S.E. CASMA 138,0 31,6 306,0 1,0 L-1114 S.E. NEPEÑA S.E. SAN JACINTO 138,0 22,4 170,0 1,0 L-1115 TRUJILLO NORTE S.E. MOTIL 138,0 67,5 252,8 1,0 L-1116 S.E. CHIMBOTE 2 S.E. SANTA 138,0 7,5 170,0 1,0 L-1117 TRUJILLO NORTE S.E. PORVENIR 138,0 11,9 418,6 1,0 L-1118 TRUJILLO NORTE S.E. SANTIAGO DE CAO 138,0 27,5 501,0 1,0 L-1128 S.E. PORVENIR S.E. TRUJILLO SUR 138,0 5,8 445,9 1,0 L-1129 S.E. CHIMBOTE SUR S.E. TRAPECIO 138,0 7,0 501,4 1,0 L-1132 HUALLANCA S.E. SIHUAS 138,0 51,8 545,0 1,0 L-1133 S.E. SIHUAS S.E. TAYABAMBA 138,0 53,6 545,0 1,0 L-1139 TRUJILLO NORTE TRUJILLO NOROESTE 138,0 6,1 545,0 1,0 L-3330 S.E. TRUJILLO SUR S.E. MOCHE 33,0 6,1 S/D 1,0 L-3331 S.E. MOCHE S.E. SALAVERRY 2 33,0 7,4 S/D 1,0 L-3340 S.E. SANTIAGO DE CAO S.E. CASAGRANDE 1 34,5 24,9 S/D 1,0 L-3341 S.E. SANTIAGO DE CAO S.E. CASAGRANDE 1 34,5 24,9 S/D 1,0



LONGITUD(km)



L-3342 S.E. CASAGRANDE 1 S.E. PAIJAN 34,5 13,6 S/D 1,0 L-3343 S.E. CASAGRANDE 1 S.E. CASAGRANDE 2 34,5 6,6 S/D 1,0 L-3344 S.E. PAIJAN S.E. MALABRIGO 34,5 17,8 S/D 1,0 L-3345 S.E. SANTIAGO DE CAO S.E. MALABRIGO 34,5 41,4 S/D 1,0 L-3350 S.E. GUADALUPE 1 S.E. GUADALUPE 2 34,5 8,1 S/D 1,0 L-3360 S.E. MOTIL S.E. LA FLORIDA 33,0 5,0 S/D 1,0 L-3361 S.E. LA FLORIDA S.E. OTUZCO 33,0 10,1 S/D 1,0 L-3362 S.E. OTUZCO S.E. CHARAT 33,0 20,9 S/D 1,0 L-6042 S.E. GALLITO CIEGO S.E. TEMBLADERA 60,0 16,7 518,7 1,0 L-6043 S.E. TEMBLADERA S.E. CHILETE 60,0 39,4 518,7 1,0 L-6044 S.E. CHILETE S.E. CAJAMARCA 60,0 38,4 518,7 1,0 L-6045 S.E. GALLITO CIEGO S.E. CAJAMARCA 60,0 94,2 452,4 1,0 L-6046 CAJAMARCA NORTE S.E. CAJAMARCA 60,0 34,7 327,8 1,0 L-6047 S.E. CAJAMARCA S.E. SAN MARCOS 60,0 45,4 323,0 1,0 L-6048 S.E. SAN MARCOS S.E. CAJABAMBA 60,0 33,5 323,0 1,0 L-6049 S.E. CAJAMARCA S.E. CELENDIN 60,0 59,5 329,8 1,0 L-6646 S.E. GUADALUPE 1 S.E. GALLITO CIEGO 60,0 30,4 333,2 1,0 L-6653 S.E. GUADALUPE 1 S.E. PACASMAYO 60,0 18,1 452,4 1,0 L-6655 PARAMONGA NUEVA 9 DE OCTUBRE 66,0 80,8 400,0 1,0 L-6656 S.E. GUADALUPE 1 S.E. GALLITO CIEGO 60,0 30,4 289,0 1,0 L-6671 9 DE OCTUBRE S.E. HUARMEY 66,0 4,2 278,8 1,0 L-6678 HUALLANCA S.E. SHINGAL (CARAZ) 66,0 29,1 452,4 1,0 L-6679 S.E. SHINGAL (CARAZ) S.E. ARHUAYPAMPA (CARHUAZ) 66,0 32,4 278,8 1,0 L-6680 S.E. ARHUAYPAMPA (CARHUAZ) S.E. PICUP (HUARAZ) 66,0 29,2 309,4 1,0 L-6681 S.E. PICUP (HUARAZ) S.E. TICAPAMPA 66,0 30,0 176,3 1,0 L-6682 HUALLANCA S.E. LA PAMPA 66,0 22,6 176,3 1,0 L-6683 S.E. LA PAMPA S.E. PALLASCA 66,0 57,3 141,0 1,0 L-6684 S.E. SHINGAL (CARAZ) S.E. PICUP (HUARAZ) 66,0 62,0 278,0 1,0 L-6689 S.E. SIHUAS S.E. POMABAMBA 60,0 35,2 314,5 1,0 L-6693 S.E. POMABAMBA S.E. HUARI 60,0 74,2 200,0 1,0 L-6696 S.E. TRUJILLO SUR S.E. VIRU 60,0 46,8 374,0 1,0MINERA HORIZONTE L-1134A S.E. TAYABAMBA VERTICE V-12 (TORRE 64) DE L-1134 138,0 26,1 309,4 1,0ISA-PERÚ L2224 PACHACHACA OROYA NUEVA 220,0 20,6 750,0 1,0 L2254 PARAGSHA VIZCARRA 220,0 121,1 400,0 1,0 L1125 AGUAYTIA PUCALLPA 138,0 130,5 400,0 1,0 L2258 CARHUAMAYO (ISA) PARAGSHA 220,0 43,3 400,0 1,0 L2259 OROYA NUEVA CARHUAMAYO (ISA) 220,0 76,1 400,0 1,0KALLPA L-2097 C.T. KALLPA CHILCA 220,0 0,4 1191,0 1,0 L-2098 C.T. KALLPA CHILCA 220,0 0,4 1191,0 1,0 L-2096 C.T. KALLPA CHILCA 220,0 0,3 1169,0 1,0 L-2099 C.T. KALLPA CHILCA 220,0 0,2 1191,0 1,0LUZ DEL SUR L-2012 BALNEARIOS SANJUAN 220,0 9,8 800,0 1,0 L-2013 BALNEARIOS SANJUAN 220,0 9,8 800,0 1,0 L-6013 MONTERRICO LOS INGENIEROS 60,0 7,4 640,0 1,0 L-609 SANTA ROSA PUENTE 60,0 7,1 497,0 1,0 L-610 SANTA ROSA PUENTE 60,0 7,1 497,0 1,0 L-6113 BALNEARIOS MONTERRICO 60,0 5,0 540,0 1,0 L-612 BALNEARIOS LOS INGENIEROS 60,0 10,3 730,0 1,0 L-6193 SAN JUAN VILLAELSALVADOR 60,0 6,8 540,0 1,0 L-6202 SAN JUAN PACHACAMAC 60,0 12,1 540,0 1,0 L-6213A VILLAELSALVADOR D_LASPRADERAS2 60,0 17,0 300,0 1,0 L-6213B D_LASPRADERAS2 SANBARTOLO 60,0 12,0 300,0 1,0 L-6213C D_LASPRADERAS2 LAS PRADERAS 60,0 0,2 300,0 1,0 L-6222 PACHACAMAC LURIN 60,0 12,1 300,0 1,0 L-6242A LURIN D_LASPRADERAS1 60,0 6,2 300,0 1,0 L-6242B D_LASPRADERAS1 SANBARTOLO 60,0 12,0 300,0 1,0 L-6242C D_LASPRADERAS1 LAS PRADERAS 60,0 0,2 300,0 1,0 L-6273 SANTA ROSA VIEJA GALVEZ 60,0 4,5 773,0 1,0 L-6282 SANTA ROSA VIEJA GALVEZ 60,0 4,7 661,0 1,0 L-6293 BALNEARIOS LIMATAMBO 60,0 4,7 530,0 1,0 L-6302 BALNEARIOS LIMATAMBO 60,0 4,7 530,0 1,0 L-6313 BALNEARIOS NEYRA 60,0 3,4 600,0 1,0 L-6322 BALNEARIOS NEYRA 60,0 3,4 600,0 1,0 L-6333 LIMATAMBO SANISIDRO 60,0 3,0 350,0 1,0 L-6342 LIMATAMBO SANISIDRO 60,0 3,0 350,0 1,0 L-6353 NEYRA SANISIDRO 60,0 4,0 609,0 1,0 L-6373 BALNEARIOS BARRANCO 60,0 6,3 540,0 1,0 L-6382 BALNEARIOS BARRANCO 60,0 6,3 540,0 1,0 L-639 CHILCA SANBARTOLO 60,0 16,7 390,0 1,0 L-640 CHILCA BUJAMA 60,0 31,1 300,0 1,0 L-6413 LAPLANICIE HUACHIPA 60,0 13,8 300,0 1,0 L-6422 LAPLANICIE HUACHIPA 60,0 13,8 300,0 1,0 L-6433 SAN JUAN VILLAMARIA 60,0 7,6 540,0 1,0 L-6442 SAN JUAN VILLAMARIA 60,0 7,6 540,0 1,0 L-6453 SAN JUAN ATOCONGO 60,0 12,2 540,0 1,0 L-6462 SAN JUAN ATOCONGO 60,0 12,2 540,0 1,0 L-6473 CHOSICA SURCO 60,0 28,1 300,0 1,0 L-6493 SURCO SAN MATEO 60,0 21,5 300,0 1,0 L-6551 SALAMANCA LIMATAMBO 60,0 4,2 540,0 1,0 L-6553 SANTA CLARA ÑAÑA 60,0 11,3 390,0 1,0 L-6562 HUACHIPA SANTA CLARA 60,0 8,1 667,0 1,0



LONGITUD(km)



L-6573 SANTA ROSA VIEJA HUACHIPA 60,0 11,6 390,0 1,0 L-6582 SANTA ROSA VIEJA SANTA ANITA 60,0 12,0 667,0 1,0 L-6593 HUACHIPA SANTA ANITA 60,0 8,3 390,0 1,0 L-6633 BALNEARIOS SALAMANCA 60,0 4,5 796,0 1,0 L-6702 SANTA ROSA VIEJA SANTA ROSA 60,0 0,3 1014,0 1,0 L-6705 SANTA ROSA VIEJA SANTA ROSA 60,0 0,4 845,0 1,0 L-6720 SAN JUAN TRENELECTRICO 60,0 6,8 250,0 1,0 L-6773 SAN JUAN CHORRILLOS 60,0 6,4 300,0 1,0 L-6782 SAN JUAN CHORRILLOS 60,0 6,4 300,0 1,0MAPLE L-6699 PIURA OESTE MAPLE 60,0 36,5 S/D 1,0MINERA AURÍFERA RETAMAS L-1134 VERTICE V-12 (TORRE 64) DE L-1134 LLACUABAMBA 138,0 5,5 S/D 1,0MINERA ARASI L-3305 AYAVIRI S.E. ARASI (UNIDAD MINERA ARASI) 33,0 57,3 S/D 1,0MINERA CASAPALCA L50KV-CASAPALCA ANTUQUITO CASAPALCA 48,0 3,1 S/D 1,0MINERA CERRO VERDE L-2061 SOCABAYA CERRO VERDE 220,0 9,7 S/D 1,0 L-2062 SOCABAYA CERRO VERDE 220,0 9,7 S/D 1,0 L-2064 CERRO VERDE SULFUROS 220,0 0,5 S/D 1,0FUNDICIÓN MINSUR L-6605/3 PXYZ DE L-605/2 MINSUR FUNDICION 60,0 0,2 S/D 1,0MINERA MILPO L-501 DERIVACION MILPO 50,0 11,7 S/D 1,0 L-001 DESIERTO CERRO LINDO 60,0 29,3 S/D 1,0 L-502 CANDELARIA MILPO 50,0 4,5 S/D 1,0MINERA SANTA LUISA L-2262 VIZCARRA HUALLANCA NUEVA 220,0 1,5 S/D 1,0 L-301 HUALLANCA EXISTENTE HUANZALA 33,0 9,3 S/D 1,0XSTRATA TINTAYA L-201 TINTAYA ANTAPACCAY 33,0 16,2 S/D 1,0MINERA PODEROSA L-6050 S.E. CAJABAMBA MORENA 60,0 49,3 S/D 1,0MINERA QUENUALES - ISCAYCRUZ LT-202 CARLOS FRANCISCO CASA COMPRESORA 50,0 0,2 S/D 1,0 LT-201 CARLOS FRANCISCO SAN ANTONIO 50,0 3,6 S/D 1,0 LT-101 UCHUCCHACUA ISCAYCRUZ 33,0 23,2 S/D 1,0 LT-201A ESTRUCTURA UYA5 NIVEL 200 50,0 0,6 S/D 1,0QUIMPAC L-705 OQUENDO QUIMPAC 60,0 0,3 S/D 1,0MINERA RAURA L-332 UCHUCCHACUA CASHAUCRO 33,0 22,0 S/D 1,0 L-333 CASHAUCRO RAURA 33,0 21,0 S/D 1,0REDESUR L-2025 SOCABAYA MOQUEGUA 220,0 106,7 393,0 1,0 L-2026 SOCABAYA MOQUEGUA 220,0 106,7 393,0 1,0 L-2029 MOQUEGUA LOS HEROES 220,0 124,3 393,0 1,0 L-2030 PUNO MOQUEGUA 220,0 196,6 393,0 1,0RED DE ENERGÍA DEL PERÚ L-1005 QUENCORO TINTAYA 138,0 186,6 175,0 1,0 L-1006 TINTAYA AZANGARO 138,0 124,9 350,0 1,0 L-1007 CACHIMAYO ABANCAY 138,0 94,5 400,0 1,0 L-1008 TINTAYA CALLALLI 138,0 96,3 75,0 1,0 L-1011 AZANGARO JULIACA 138,0 78,1 350,0 1,0 L-1012 JULIACA PUNO 138,0 37,0 400,0 1,0 L-1020 CALLALLI SANTUARIO 138,0 83,3 400,0 1,0 L-1021 SANTUARIO SOCABAYA 138,0 27,5 600,0 1,0 L-1022 SANTUARIO SOCABAYA 138,0 27,5 600,0 1,0 L-1023 SOCABAYA CERRO VERDE 138,0 10,8 300,0 1,0 L-1024 SOCABAYA CERRO VERDE 138,0 10,8 300,0 1,0 L-1025 MOQUEGUA TOQUEPALA 138,0 38,7 400,0 1,0 L-1026 ARICOTA TOQUEPALA 138,0 35,0 150,0 1,0 L-1027 TOQUEPALA MILL SITE 138,0 0,5 300,0 1,0 L-1028 CERRO VERDE ÓXIDOS 138,0 0,3 450,0 1,0 L-1029 CERRO VERDE REPARTICION 138,0 23,0 450,0 1,0 L-1030 REPARTICION MOLLENDO 138,0 67,3 300,0 1,0 L-1120 PARAGSHA 2 HUANUCO 138,0 86,2 300,0 1,0 L-1121 HUANUCO TINGO MARIA 138,0 88,2 150,0 1,0 L-1122 TINGO MARIA AUCAYACU 138,0 44,2 150,0 1,0 L-1124 AUCAYACU TOCACHE 138,0 107,8 50,0 1,0 L-2003 SANTA ROSA CHAVARRIA 220,0 8,5 600,0 1,0 L-2004 SANTA ROSA CHAVARRIA 220,0 8,5 600,0 1,0 L-2010 SANTA ROSA SAN JUAN 220,0 26,4 600,0 1,0 L-2011 SANTA ROSA SAN JUAN 220,0 26,4 600,0 1,0 L-2090 CHILCA CANTERA 220,0 75,0 600,0 1,0 L-2091 CHILCA DESIERTO 220,0 111,4 600,0 1,0 L-2093 CHILCA SAN JUAN 220,0 48,9 2500,0 1,0 L-2094 CHILCA SAN JUAN 220,0 48,2 2500,0 1,0 L-2095 CHILCA SAN JUAN 220,0 48,2 2500,0 1,0 L-2201 CAMPO ARMIÑO POMACOCHA 220,0 192,2 600,0 1,0 L-2202 CAMPO ARMIÑO POMACOCHA 220,0 192,2 600,0 1,0 L-2203 CAMPO ARMIÑO INDEPENDENCIA 220,0 248,3 600,0 1,0 L-2204 CAMPO ARMIÑO HUANCAVELICA 220,0 67,0 600,0 1,0 L-2205 POMACOCHA SAN JUAN 220,0 112,2 600,0 1,0 L-2206 POMACOCHA SAN JUAN 220,0 112,2 600,0 1,0 L-2207 LA CANTERA INDEPENDENCIA 220,0 83,2 600,0 1,0 L-2208 DESIERTO INDEPENDENCIA 220,0 55,6 600,0 1,0 L-2209 INDEPENDENCIA ICA 220,0 55,2 600,0 1,0 L-2210 INDEPENDENCIA ICA 220,0 57,1 600,0 1,0 L-2211 ICA MARCONA 220,0 155,0 600,0 1,0 L-2212 HUACHO ZAPALLAL 220,0 103,9 800,0 1,0 L-2213 PARAMONGA NUEVA HUACHO 220,0 55,6 600,0 1,0 L-2214 PARAMONGA NUEVA ZAPALLAL 220,0 162,5 800,0 1,0 L-2215 CHIMBOTE 1 PARAMONGA NUEVA 220,0 220,3 600,0 1,0 L-2216 CHIMBOTE 1 PARAMONGA NUEVA 220,0 221,3 800,0 1,0



LONGITUD(km)



L-2218 CAMPO ARMIÑO PACHACHACA 220,0 194,8 600,0 1,0 L-2219 CAMPO ARMIÑO PACHACHACA 220,0 194,8 600,0 1,0 L-2220 CAMPO ARMIÑO HUAYUCACHI 220,0 76,6 600,0 1,0 L-2221 HUAYUCACHI CARABAYLLO 220,0 244,1 600,0 1,0 L-2222 PACHACHACA CALLAHUANCA 220,0 72,6 600,0 1,0 L-2223 PACHACHACA CALLAHUANCA 220,0 72,6 600,0 1,0 L-2226 PACHACHACA POMACOCHA 220,0 13,5 600,0 1,0 L-2231 HUANCAVELICA INDEPENDENCIA 220,0 181,3 600,0 1,0 L-2232 CHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE 220,0 133,8 600,0 1,0 L-2233 CHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE 220,0 132,9 600,0 1,0 L-1004 QUENCORO DOLORESPATA 138,0 8,3 390,0 1,0 L-2234 TRUJILLO NORTE GUADALUPE 220,0 103,4 600,0 1,0 L-2236 GUADALUPE CHICLAYO OESTE 220,0 83,7 600,0 1,0 L-2238 CHICLAYO OESTE PIURA OESTE 220,0 211,0 600,0 1,0 L-2239 CHICLAYO OESTE LAGUNA LA NIÑA 220,0 110,0 400,0 1,0 L-2241 LAGUNA LA NIÑA PIURA OESTE 220,0 101,0 400,0 1,0 L-2242 ZAPALLAL VENTANILLA 220,0 18,0 800,0 1,0 L-2243 ZAPALLAL VENTANILLA 220,0 18,0 800,0 1,0 L-2244 VENTANILLA CHAVARRIA 220,0 10,6 600,0 1,0 L-2245 VENTANILLA CHAVARRIA 220,0 10,6 500,0 1,0 L-2246 VENTANILLA CHAVARRIA 220,0 11,1 800,0 1,0 L-2248 PIURA OESTE TALARA 220,0 103,8 600,0 1,0 L-2249 TALARA ZORRITOS 220,0 137,0 800,0 1,0 L-2280 ZORRITOS MACHALA 220,0 50,9 800,0 1,0 L-6627 MARCONA SAN NICOLAS 60,0 15,2 400,0 1,0 L-6628 MARCONA SAN NICOLAS 60,0 15,2 400,0 1,0 L-6629 MARCONA SAN NICOLAS 60,0 3,5 400,0 1,0SEAL L-1031 REPARTICION MAJES 138,0 49,0 565,0 1,0 L-6672 MARCONA BELLA UNION 60,0 63,0 365,0 1,0 L-3090 SOCABAYA JESUS 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3091 SOCABAYA JESUS 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3100 CHILINA JESUS 33,0 9,8 331,0 1,0 L-3101 CHILINA JESUS 33,0 9,8 331,0 1,0 L-3060 CHILINA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3061 CHILINA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,4 331,0 1,0 L-3062 PXZL3061 CONO NORTE 33,0 6,5 235,0 1,0 L-3080 SOCABAYA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,2 368,0 1,0 L-3081 SOCABAYA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 8,2 368,0 1,0 L-3071 PARQUE INDUSTRIAL CL-ACEROS 33,0 0,0 368,0 1,0 L-3080B PXWL3071 CL-MOLYCOP 33,0 0,3 368,0 1,0 L-3050 CHILINA SAN LAZARO 33,0 1,3 331,0 1,0 L-3051 CHILINA SAN LAZARO 33,0 1,3 331,0 1,0 L-3070 SOCABAYA PAUCARPATA 33,0 6,7 340,0 1,0 L-3031 BASE ISLAY MOLLENDO 33,0 4,7 255,0 1,0 L-3035 BASE ISLAY MATARANI 33,0 10,1 255,0 1,0 L-3035A PXZL3035 AGUA LIMA 33,0 0,8 255,0 1,0 L-3038 BASE ISLAY MEJIA 33,0 13,8 255,0 1,0 L-3038A MEJIA LA CURVA 33,0 11,2 255,0 1,0 L-3038B LA CURVA COCACHACRA 33,0 9,7 255,0 1,0 L-3038C COCACHACRA CHUCARAPI 33,0 4,3 235,0 1,0 L-1032 MAJES CAMANA 138,0 63,8 455,0 1,0 L-6550 MAJES CORIRE-CHUQUIBAMBA 60,0 92,8 340,0 1,0 L-3072 DERV. PAUCARPATA PARQUE INDUSTRIAL 33,0 3,2 340,0 1,0 L-3092 JESUS PORONGOCHE 33,0 4,1 455,0 1,0 L-3063 CHALLAPAMPA REAL PLAZA 33,0 1,5 410,0 1,0SAN GABÁN L-1009 AZÁNGARO SAN RAFAEL 138,0 89,3 385,0 1,0 L-1010 AZÁNGARO SAN GABÁN II 138,0 159,1 385,0 1,0 L-1013 SAN GABÁN II SAN RAFAEL 138,0 34,5 385,0 1,0 L-6311 JULIACA BELLAVISTA 60,0 3,6 385,0 1,0CORONA L-6685 HUANCHOR SAN MATEO 50,0 4,3 S/D 1,0TRANSMANTARO L-2051 MANTARO COTARUSE 220,0 294,0 1600,0 1,0 L-2052 MANTARO COTARUSE 220,0 294,0 1600,0 1,0 L-2053 COTARUSE SOCABAYA 220,0 315,0 1600,0 1,0 L-2054 COTARUSE SOCABAYA 220,0 315,0 1600,0 1,0 L-2103 CHILCA PLANICIE 220,0 50,0 1250,0 1,0 L-2104 CHILCA PLANICIE 220,0 50,0 1250,0 1,0 L-5001 CARABAYLLO CHILCA 500,0 89,0 1000,0 1,0 L-2109 CHILCA PLATANAL 220,0 106,8 1200,0 1,0 L-1137 LA NIÑA BAYOVAR 138,0 90,2 200,0 1,0 L-2105 CARABAYLLO PLANICIE 220,0 40,0 1250,0 1,0 L-2106 CARABAYLLO PLANICIE 220,0 40,0 1250,0 1,0 L-2107 ZAPALLAL CARABAYLLO 220,0 10,8 1250,0 1,0 L-2108 ZAPALLAL CARABAYLLO 220,0 10,8 1250,0 1,0ETESELVA L-2251 AGUAYTIA TINGO MARIA 220,0 73,3 499,9 1,0 L-2252 VIZCARRA TINGO MARIA 220,0 173,5 499,9 1,0MINERA YURA L-3004 CHARCANI I YURA1 33,0 20,9 S/D 1,0 L-1041 SANTUARIO YURA 138,0 31,1 120,0 1,0



LONGITUD(km)



CUADRO N° 18.4LONGITUD DE LINEAS DE TRANSMISION DEL COES

CUADRO N° 18.5CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES DEL COES A DICIEMBRE 2011

Líneas

Sistema Principal de Transmisión 89,0 5 262,5 482,9 0,0

Sistema Secundario de Transmisión (*) 4 522,8 4 378,1 7 324,7

TOTAL 89,0 9 785,3 4 861,0 7 324,7

(*) Considera el sistema secundario de REP, empresas generadoras, distribuidoras y clientes libres

500 kV. 220 kV. 138 kV. <69, 33 kV. Total Total Total Total

ACEROS AREQUIPA CAASA TR1 210/20KV 210 20 0 42 42 CAASA TR2 210/10KV 210 10 0 30 30 CAASA TR2-STAND BY 210/10KV 210 10 0 16 16 CAASA TRP-10 210/4.16/2.47 220 4,2 2,5 15 15 5 CAASA TR3 220/33 220 33 0 100 ADINELSA ANDAHUASI T1 66/22.9/10 KV 66 22,9 10 7 7 2 CORACORA T1 60/22.9/10 60 22,9 10 7 7 2MINERA ATACOCHA CHICRIN TT-2 48/4.160/0.48 48 4,2 0,5 5 3 2 CHICRIN BCO-2 46.2/0.48 46,2 0,5 0 1,68 1,68 ATACOCHA BCO-A 27,4/4,16 47,5 4,2 0 1,5 1,5 ATACOCHA BCO-B 27,89/4,16 48,3 4,2 0 2 2 ATACOCHA BCO-C 27,4/0,48 47,5 0,5 0 1,5 1,5 ATACOCHA BCO-D 28,29/4,16 49 4,2 0 1,5 1,5 AUTORIDAD AUTÓNOMA DEL TREN ELÉCTRICO PACHACUTEC T1 60/21.6 60 21,6 0 16 PACHACUTEC T2 60/21.6 60 21,6 0 16 ABENGOA TRANSMISION NORTE CARHUAMAYO ATN AUT201 220/138/10 220 138 10 150 150 45 CAJAMARCA NORTE T-601 220/11 220 11 0 120 KIMAN AYLLU AUT-501 220/138/10 220 138 10 100 100 30CEMENTOS ANDINO CONDORCOCHA TRN00072 138/6.9/2.4 138 6,9 2,4 15 15 7,5 CONDORCOCHA TRN00056 138/44 138 44 0 20 CONDORCOCHA TRN00052 72.5/6.6/2.3 72,5 6,6 2,3 16 9 7 CARPAPATA 1 TRN00042 72.5/46.8 72,5 46,8 0 15 CARPAPATA 1 TRN00023/24/25 5.25/46.8 5,3 46,8 0 7 CARPAPATA 2 TRN00033/34/35 5.25/46.8 5,3 46,8 0 7 CONDORCOCHA TRN00428 138/6.9/2.4KV 138 6,9 2,4 15 15 8 CONDORCOCHA TRN00006 132/72/6.9 132 72 6,9 15 15 4CONSORCIO ELECTRICO HUANCAVELICA CAJAMARCA NORTE T1-TD3LF 220/60/10 kV 220 60 10 60 60 10 INGENIO TP-01 60/22 kV 60 22 0 12,5 12,5 CAUDALOSA TP-02 60/22.9 60 22,9 7 12,5 12,5 4,17 ARES TP-52 138/66/21.9 kV 138 66 21,9 23,9 23,9 6,7COELVISAC COELVISA I T1 60/22.9 60 22,9 0 15 15 COELVISA I T2 60/22.9 60 22,9 0 40 MINERA ANTAMINA ANTAMINA 740-XFR-001 220/23 220 23 0 75 75 ANTAMINA 740-XFR-002 220/23 220 23 0 75 75 PUNTA LOBITOS HUARMEY 570-XFR-503 66/4.16 66 4,2 0 10 10 VIZCARRA T1-SVC 220/16/0.4 220 16 0,4 70 70 0,4 ANTAMINA 740-XFR-003 220/23 225,5 25,3 0 75 75 MINERA BUENAVENTURA CHIPMO T-60 60/22 60 22 0 12,5 12,5 4,16 UCHUCCHACUA TP382 138/10 KV 138 10 0 10 10 UCHUCCHACUA TP383 127.7 / 34.5 / 4.16 127 34,5 4,2 20 18 20 HUANCARAMA T1 66 / 22 / 10 66 22 10 6 6 2 UCHUCCHACUA TP381 127/34.5/2.3 kV 127 34,5 2,3 12 12 4 UCHUCCHACUA TP384 138/22/10 138 22 10 18 6 18 CHIPMO T2 66/22/10 66 22 10 15 15 7,5COMPAÑÍA TRANSMISORA NOR PERUANA CERRO CORONA TPM-1 220/13.8 220 13,8 0 25 CERRO CORONA TPM-2 220/13.8 220 13,8 0 25 CERRO CORONA TPC-1 220/60/22.9 220 60 22,9 15 12 10 CERRO CORONA TPM-3 220/60/22.9 220 60 22,9 15 12 10SINERSA CURUMUY T1 10/61.5kV 61,5 10 0 15 POECHOS T1 10/61.5kV 61,5 10 0 30 CURUMUY T2 61.5/10 61,5 10 0 15 DEPOLTI LAMBAYEQUE TP - 601 60 / 10 60 10 0 7 7 ILLIMO TP - 602 60 / 22.9 / 10 60 22,9 10 5 5 2,5 LA VIÑA TP - 603 60 / 10 60 10 0 5 5 OCCIDENTE TP - 604 60 / 22.9 / 10 60 22,9 10 7 7 3SNPOWER MISAPUQUIO TRAFO 1 0.66/33 33 0,7 0 4,1 CAHUA TRAFO 1 10/138 10 138 0 22,4 CAHUA TRAFO 2 10/138 10 138 0 22,4 PARAMONGA EXISTENTE TRAFO 1 138/13.8 138 13,8 0 27,6 PARAMONGA EXISTENTE TRAFO 2 138/13.8 138 13,8 0 27,6 ARCATA TRAFO 1 33/10 33 10 0 4 PARIAC TRAFO 1 13.2/66 13,2 60 0 9,2 9,2 GALLITO CIEGO TRAFO 1 10.5/60 60 10,5 0 20 GALLITO CIEGO TRAFO 2 10.5/60 60 10,5 0 20 Paragsha I TPO07-0302 120/48/12,6 120 48 12,6 35 29 35

EMPRESA SUBESTACIÓN CÓDIGO RELACIÓN kV P S T P S T

Tensión Nominal (kV) Tensión Nominal (MVA)


continúa




EDECAÑETE CANTERA T1 214/60/10 214 60 10 25 25 6,6 SAN VICENTE T-601 58/29/10,32 58 10,3 0 25 25 EDEGEL CALLAHUANCA Tr 60/10 kV 60/10 60 10 0 1,6 1,6 SANTA ROSA Trafo UTI 220/13.8 220 13,8 0 144 72 HUINCO Gr-2 12.5/220 220 12,5 0 85 85 HUINCO Gr-3 12.5/220 220 12,5 0 85 85 HUINCO Gr-4 12.5/220 220 12,5 0 85 85 MOYOPAMPA Gr-1 1/10/60 60 10 0 30 30 MOYOPAMPA Gr-3 1/10/60 60 10 0 30 30 MOYOPAMPA Gr-2 1/10/60 60 10 0 30 30 MATUCANA Trafo 220/12.5/12.5 12.5/12.5/220 220 12,5 12,5 160 80 80 HUAMAPANI Tr 1 60/10 kV 1/10/60 60 10 0 22,4 22,4 HUAMAPANI Tr 3 60/10 kV 1/10/60 60 10 0 25 25 YANANGO Gr-1 10/220 220 10 0 50 50 HUINCO Gr-1 12.5/220 220 12,5 0 85 85 CHIMAY Trafo 220/13.8 kV 13.8/220 220 13,8 0 56 56 VENTANILLA TV 220/16 220 16 0 260 260 VENTANILLA TG-3 220/16 220 16 0 215 215 SANTA ROSA Trafo West 220/13.8 220 13,8 0 140 140 VENTANILLA TG-4 220/16 220 16 0 215 215 CALLAHUANCA Gr-1 1/10/60 10 60 0 20 CALLAHUANCA Gr-2 1/10/60 10 60 0 20 CALLAHUANCA Gr-3 1/10/60 10 60 0 20 CALLAHUANCA Trafo 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 85 85 16,3 CALLAHUANCA Gr-4 1//8/60 8 60 0 44,1 SANTA ROSA Trafo_TG8 220/16.5 220 16,5 0 138 184 230 HUAMAPANI Tr 4 60/10 kV 64.5 +/- 2 x 5% / 10 60 10 0 25 25 0EDELNOR CANTO GRANDE TR 1_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 CANTO GRANDE TR 2_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 CHAVARRIA TR 1_220/60 200/62.46/10 KV 200 62,5 10 85 85 30 CHAVARRIA TR 2_220/60 200/62.46/10 200 62,5 10 180 180 60 CHAVARRIA TR 4_220/60 200/62.46/10KV 200 62,5 10 180 180 60 CHAVARRIA TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 25 CHAVARRIA TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 CHAVARRIA TR 3_60/20/10 60/20/10 60 20 10 40 40 40 CHAVARRIA SVC_60/4.86 60/4.86 60 4,9 0 40 40 CAUDIVILLA TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 25 CAUDIVILLA TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 CHANCAY TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 SANTA MARINA TR 1_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25 SANTA MARINA TR 3_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25 VENTANILLA TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 25 HUACHO TR 1_66/10 66/10KV 66 10 0 25 HUACHO TR 2_62.5/20/10.5 66/10KV 62,5 20 10,5 25 25 25 HUARAL TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 HUARAL TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 17,2 INFANTAS TR 1_60/10 60/10 60 10 0 30 30 INFANTAS TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 INDUSTRIAL TR 1_60/10 60/10,5 KV 60 10,5 0 25 JICAMARCA FUERA/SERVTR 1_60/10 60/10 60 10,5 0 25 BARSI TR 1_220/60 200/62.46/10 KV 200 62,5 10 180 180 60 BARSI TR 2_220/60 200/62.46/10 200 62,5 10 85 85 30 BARSI TR 3_220/60 200/62.46/10 KV 200 62,5 10 85 85 28,32 BARSI TR 1_60/10 58±13x0,565/10,05 KV 58 10,5 0 25 BARSI TR 2_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 MIRONES TR 1_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 MIRONES TR 2_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 MIRONES TR 3_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25 MARANGA TR 1_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 MARANGA TR 2_60/10 58/10.5KV 58 10,5 0 25 ANCON TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 6 ANCON TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 6 NARANJAL TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 OQUENDO TR 1_60/10 58±13x0,565/10,05 KV 58 10,5 0 25 OQUENDO TR 2_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 JICAMARCA FUERA/SERVTR 2_60/10 60/10.5 60 10,5 0 25 SANTA ROSA ANTIGUA TR 1_60/10 51 10,4 0 25 SANTA ROSA ANTIGUA TR 2_60/10 51/10.35 kV 51 10,4 0 25 SANTA ROSA ANTIGUA TR 3_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25 SANTA ROSA ANTIGUA TR 4_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25 PANDO TR 1_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 PANDO TR 2_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 NARANJAL TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 25 PUENTE PIEDRA TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 25 PERSHING TR 1_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 40 40 PERSHING TR 2_60/10 58/10.5 KV 58 10,5 0 25 PUENTE PIEDRA TR 2_60/10 60/10KV 60 10 0 25 SANTA ROSA NUEVA TR 1_220/60 200/62.46/10 KV 200 62,5 10 120 120 40 SANTA ROSA NUEVA TR 2_220/60 200/62.46/10 kV 200 62,5 10 120 120 40 SUPE TR 1_66/10 66/10KV 66 10 0 17 TACNA TR 1_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25 TACNA TR 2_60/10 64.3/10.5 kV 64,3 10,5 0 25


continúa




TACNA TR 3_60/10 58/10.5 kV 58 10,5 0 40 40 TOMÁS VALLE TR 1_60/10 58/10.5 kV 58 10,5 0 25 TOMÁS VALLE TR 2_60/10 58/10.5 kV 58 10,5 0 25 VENTANILLA FUERA/SERVTR 2_60/10 60/10 60 10 0 25 ZAPALLAL FUERA/SERVTR 2_60/10 60/10 60 10 0 25 ZAPALLAL TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 17,2 CHAVARRIA TR 3_220/60 220/62.4/10 220 62,4 10 85 85 28,32 TOMÁS VALLE TR 3_60/10 60/10 60 10 0 25 CHANCAY TR 1_60/10 60/10KV 60 10 0 8,75 CHILLON TR 1_220/60 220/60/10 220 60 10 120 120 40 CANTO GRANDE TR 3_60/10 60/10 60 10 0 25 NARANJAL TR 3_60/10 60/10 60 10 0 25 JICAMARCA TR 1_60/10 60/10 60 10 0 25 INDUSTRIAL TR 2_60/10 58/20/10 58 20 10 40 40 40 MIRONES TR 4_ 60/10 60/20/10 60 20 10 40 40 40 PANDO TR3_60/10 60/10 60 10 0 25 CHILLON TR 2_220/60 220/60/10 220 60 10 120 120 40 ZARATE T1_60/10 60/10 60 10 0 EEPSA MALACAS TF-01 13.2/33 13,2 33 0 12,5 MALACAS TF-02 13.2/33 13,2 33 0 12,5 MALACAS BAT-10 220/13.2 220 13,2 0 125 EGASA CHILINA T70-5 34.9/10.4 34,9 10,4 0 7,7 CHILINA T70-3 33/5.25/0.38 33 5,3 0,4 2,6 CHILINA T70-4 34.9/10.4 34,9 10,4 0 7,7 CHILINA T70-6 33/0.40/0.23 33 0,4 0,2 1,6 CHILINA T70-2 32.82/10.5 32,8 10,5 0 11,5 CHILINA T70-1 33.48/10.5 33,5 10,5 0 12,5 MOLLENDO T80-3 138/13.8 138 13,8 0 40 MOLLENDO T80-1 138/13.8 138 13,8 0 50 MOLLENDO T80-2 138/13.8 138 13,8 0 50 CHARCANI I T10-1 33.6/5.25 33,6 5,3 0 11,5 CHARCANI IV T40-1 33.6/5.25 33,6 5,3 0 6 CHARCANI IV T40-2 33.6/5.25 33,6 5,3 0 6 CHARCANI IV T40-3 33.6/5.25 33,6 5,3 0 6 CHARCANI IV T40-4 35.46/0.4 35,5 0,4 0 0,15 CHARCANI VI T60-1 35.6/5.25 35,6 5,3 0 11,2 CHARCANI VI T60-2 34.1/0.40 34,1 0,4 0 0,16 CHARCANI V T50-1 142/13.8 142 13,8 0 57 CHARCANI V T50-2 142/13.8 142 13,8 0 57 CHARCANI V T50-3 142/13.8 142 13,8 0 57 CHILINA T70-9 138/35.5 138 35,5 0 45 60 CHILINA T70-7 33/13.8 33 13,8 0 28 EGEMSA MACHUPICCHU 61LRT001TR 138/13.8 138 13,8 0 26,8 26,8 MACHUPICCHU 62LRT001TR 138/13.8 138 13,8 0 26,8 26,8 MACHUPICCHU 63LRT001TR 138/13.8 138 13,8 0 26,8 26,8 MACHUPICCHU 63LRL001TR 138/60/10 138 60 10 7 7 3 CACHIMAYO 121LRT001TR 138/34.5/10.5 138 34,5 10,5 6 6 3 CACHIMAYO 131LRT001TR 132/60/22.9 132 60 22,9 15 15 7 DOLORESPATA 213LRT001TR 138/11.5 138 11,5 0 12,5 12,5 DOLORESPATA 214LRT001TR 138/11.5 138 11,5 0 12,5 12,5 DOLORESPATA 215LRT001TR 138/11.5 138 11,5 0 12,5 12,5 EGENOR C.H. CARHUAQUERO TR-U1 10/220 10 220 0 18 18 C.H. CARHUAQUERO TR-U2 10/221 10 220 0 18 18 C.H. CARHUAQUERO TR-U3 10/222 10 220 0 18 18 HUALLANCA T-G1 13.8/138 13,8 138 0 60 HUALLANCA T-G2 13.8/138 13,8 138 0 60 CHIMBOTE 1 T30-211 220/138 220 138 0 120 HUALLANCA T-G3 13.8/138 13,8 138 0 60 10 HUALLANCA T-G4 13.8/138 13,8 138 0 42,3 EGEHUANZA HUANZA TP01 60/22.9/13.8 60 22,9 13,8 10 10 3,5EGEMSA DOLORESPATA 213LRT002TR 138/11.5-10.5 138 11,5 0 12,2 12,2 EGENOR HUALLANCA T-G5 13.8/138 13,8 138 0 42,3 HUALLANCA T-G6 13.8/138 13,8 138 0 42,3 HUALLANCA TR15MVA 138/66 138 66 0 20 HUALLANCA TR3MVA 66/13.8 66 13,8 0 3 C.H. CARHUAQUERO TR-U4 10/220 10 220 0 18 LAS FLORES TG-1 16.5/220 220 16,5 0 230 EGESUR ARICOTA 1 AT-1 66/10,5 Kv 66 10,5 0 28,2 ARICOTA 2 AT-2 138/66/10,5 Kv 138 66 10,5 30 30 14,1 INDEPENDENCIA TR-01 66/10,5 Kv 66 10,5 0 24 INDEPENDENCIA TR-02 66/10,5 Kv 66 10,5 0 24 SARITA AT-6 66/33 Kv 66 33 0 2 ELECTROCENTRO JUNIN 4-TP-404 50/13,2 kV 50 13,2 0 3 ALTO MARCAVALLE 4-TP-405 50/10/2,4 kV 50 10 2,4 7 7 2,4 CARHUAMAYO 4-TP-906 50/22.9/13,2 kV 50 22,9 13,2 7 4 3 CHANCHAMAYO 4-TP-704 44/35/22,9 kV 44 35 22,9 10 4 7 CHANCHAMAYO 4-TP-706 33/6,6 kV 33 6,6 0 0,63 0,63 OXAPAMPA 4-TP-702 132/60/22,9 kV 132 60 22,9 15 10 8 YAUPI 4-TP-912 132/22,9/13,8 kV 132 22,9 13,8 20 3 20 PAMPAS 4-TP-603 62/22,9/10 kV 66 22,9 10 7 7 2 HUANCAYOCCASA 4-TP-608 33/13.2 kV 33 13,2 0 1 1 RESTITUCIÓN 4-TP-612 33/13.8 kV 33 13,8 0 0,5 0,5


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PASCO 4-TP-920 60/22,9 kV 50 22,9 0 10 10 GOYLLARISQUIZGA 4-TP-908 50/13,2 kV 50 13,2 0 3 3 SHELBY 4-TP-902 48/10,181 kV 50 10 0 0,6 0,6 PARQUE INDUSTRIAL 4-TP-002 58/10 58 10 0 7 7 SAN FRANCISCO 4-TP-252 66/22.9 66 22,9 0 4 CURIPATA 4-TP-408 50/10 50 10 0 2,5 PICHANAKI 4-TP-715 60/22.9/13.2 60 22,9 13,2 9 9 VILLA RICA 4-TP-705 60/22.9 60 22,9 0 5 SATIPO 4-TP-720 60/22.9/10 60 22,9 10 9 Tablachaca 4-TP-610 33/22.9 kV 33 22,9 0 1,5 1,5 AYACUCHO 4-TP-203 60/25/11 65 25 11 7,5 7,5 7,5 NINATAMBO 4-TP-407 60/25/11 65 25 11 7 7 7 RESTITUCIÓN 4-TP-412 33/13.8 33 13,8 0 0,5 MOLLEPATA 4-AT-250 69/60/4.16 69 60 4,2 22,5 22,5 1,13 HUARISCA 4-TP-022 33/13.2 33 13,2 0 1 1 HUANCAYO ESTE 4-TP-056 60/22.9/10 60 22,9 10 10 10 5 DELFIN 4-TP-732 33/0.38 33 0,4 0 1,8 EL MACHU 4-TP-058 33/22.9/13.2/2.4 33 22,9 13,2 3 2 1 SALESIANOS 4-TP-008 58/10 kV 60 10 0 14 14 SALESIANOS 4-TP-009 58/10 kV 60 10 0 9 9 PARQUE INDUSTRIAL 4-TP-004 60/10 kV 60 10 0 15 15 PARQUE INDUSTRIAL 4-TP-006 33/10.6 kV 33 10,6 0 5 5 CONCEPCION 4-TP-016 60/13.2/6 kV 60 13,2 6 10 10 XAUXA 4-TP-010 58 /13.9 /10.75 kV 58 13,9 10,8 7 7 3 CHUPACA 4-TP-030 33/13,2 kV 33 13,2 0 5 5 CHALA NUEVA 4-TP-032 33/13,2kV 33 13,2 0 1 1 COMAS 4-TP-038 33/13 2 kV 33 13,2 0 0,63 0,63 MATAPA 4-TP-20-045 33/7,62 kV 33 7,6 0 0,2 0,2 MATAPA 4-TP-21-045 33/7,62 kV 33 7,6 0 0,2 0,2 PACHACAYO 4-TP-029 69 / 13.2 kV 69 13,2 0 1 1 INGENIO 4-TP-026 33/7,62 kV 33 7,6 0 3 x 0,833 3 x 0,833 MACHAHUAY 4-TP-212 66/22,9 kV 66 22,9 0 3 3 HUANTA 4-TP-204 66/10 kV 66 10 0 3 3 CANGALLO 4-AT-202 66/22,9 kV 66 22,9 0 3 3 AYACUCHO 4-TP-202 66/22,9/10 kV 66 22,9 10 15 4 15 NINATAMBO 4-TP-406 44/22,9/10 kV 44 22,9 10 10 5 5 ANDAYCHAGUA 4-TP-410 50/22,9 kV 50 22,9 0 2 ELECTRO NORTE CHICLAYO OESTE TP6001 60 / 10 60 10 0 14 14 CHICLAYO OESTE TP6002 60/10 60 10 0 14 14 CHICLAYO OESTE TP6003 60 / 10 60 10 0 14 14 CHICLAYO OESTE TP6004 60 / 10 60 10 0 14 14 POMALCA TP6008 60 / 22.9 / 10 60 22,9 10 7 7 2 TUMAN TP6009 60 / 22.9 / 10 60 22,9 10 7 7 2 CAYALTI TP6010 60 / 22.9 / 10 60 22,9 10 7 7 2 MOTUPE TP6005 60/22.9/10 60 22,9 10 7 7 2ELECTROPERU MANTARO 1 7BAT11/12/13-G7 220/13,8 kV 220 13,8 0 120 RESTITUCIÓN 2 1BAT11/12/13-G1 220/13,8 kV 220 13,8 0 82,5 RESTITUCIÓN 2 2BAT11/12/13-G2 220/13,8 kV 220 13,8 0 82,5 RESTITUCIÓN 2 3BAR11/12/13-G3 220/13,8 kV 220 13,8 0 82,5 SECA 3 1BAT11 33/10/0,405 kV 33 10 0,4 1 0,6 0,6 TABLACHACA 4 1BAT11 33/10/0,405 kV 33 10 0,4 1 0,6 0,6 SECA 3 1BAT13 33/4.16 kV 33 4,2 0 0,8 MANTARO 1 0BAT11 33/13.8/0.405 33 13,8 0,4 5 5 1 RESTITUCIÓN 2 0BAT10 33/0.405 kV 33 0,4 0 1,25 RESTITUCIÓN 2 0BAT15 33/4.16 kV 33 4,2 0 0,4 ELECTRO SUR YARADA YAT2 66/10.5 66 10,5 0 4 ALTO TOQUELA ATT1 33/10 33 10 0 0,25 EL AYRO AYT1 33/10 33 10 0 0,8 TOMASIRI TOT1 66/10,5 66 10,5 0 3 PUQUINA PUT1 33/22.9 33 22,9 0 2 ELECTRO NOR OESTE PIURA CENTRO 1TP6001 60/22.9/10 60 22,9 10 44 6 38 PAITA 1TP6029 60/24/10.5 60 24 10,5 25 20 5 CASTILLA 1TP6007 58/10 KV 58 10 0 7 PAITA 1TP6006 60/10/4.16 KV 60 10 4,2 8 8 8 EL ARENAL 1TP6005 60/13.2 KV 60 13,2 0 8 8 TIERRA COLORADA 1TP6015 58/10 KV 58 10 0 20 20 CHULUCANAS 1TP6011 60/22.9/10 KV 60 22,9 10 10 4 7 LA UNIÓN 1TP6014 60/10 KV 60 10 0 7 SECHURA 1TP6013 60/10 KV 60 10 0 3,5 CONSTANTE 1TP6012 62/22.9/10 KV 62 22,9 10 7 7 2 CABEZA DE VACA 1TP3323 33/10 KV 33 10 0 0,8 CABEZA DE VACA 1TP3322 33/10 KV 33 10 0 1,25 LA CRUZ 1TP3027 33/10 KV 33 10 0 2 Zarumilla 1TP6017 60/22.9/10 kV 60 22,9 10 10 10 7,5 LOS CEREZOS 1TP3024 33/10 KV 33 10 0 0,8 PUERTO PIZARRO 1TP6016 60/22.9/10 KV 60 22,9 10 7 7 2 ZORRITOS 1TP3019 33/22.9 KV 33 22,9 0 5 Tumbes 1TP6002 60/33/10 kV 60 33 10 30 12 30 SULLANA 1TP6003 58/22.9/10 58 22,9 10 30 7 23 ZORRITOS 1TP3020 33/10.5 KV 33 10,5 0 0,4 0,4 MORROPON 1TP6010 60/22.9 60 22,9 0 9 LOMA LARGA 1TP6008 60/22.9 60 22,9 0 9


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SE Corrales 1TP3026 34.5/10 33 10 0 2,5 SE Poechos 1TP6009 60/23 KV 60 22,9 0 5 ENERSUR Ilo 1 IT5 138/13.8 138 13,8 0 48 Ilo 1 IT6 138/13.8 138 13,8 0 135 CHILCA1 CHT2 220/16 220 16 0 126 Ilo 1 IT3 138/13.8 138 13,8 0 78 MOQUEGUA MT1 220/138/10 220 138 10 200 200 33 MOQUEGUA MT2 220/138/10 220 138 10 200 200 33 ILO 2 I2T1 220/17 220 17 0 102 SANTA ISABEL AT 220/138 220 138 22,9 75 75 5,6 YUNCAN MTr1 220/13.8 220 13,8 0 48,2 CHILCA1 CHT1 220/16 220 16 0 126 Ilo 1 IT4 138/13.8 138 13,8 0 78 YUNCAN MTr3 220/13.8 220 13,8 0 48,2 YUNCAN MTr2 220/13.8 220 13,8 0 48,2 CHILCA1 CHT3 220/16.5 220 16 0 138 ELECTRO ORIENTE JAEN T60551 4.16/60 60 4,2 0 8,33 C.H. MUYO T60511 4.16/60 60 4,2 0 7 BAGUA T60571 60/22.9/10 60 22,9 10 9 3 9 BELLAVISTA T-10 132/22.9/10 138 22,9 10 15 15 5,3 TARAPOTO T-20 132/22.9/10 138 22,9 10 15 7 25,3 MOYOBAMBA T-30 132/60/10 138 60 10 15 15 7 GERA T-31 60/22.9/10 60 22,9 10 10 10 RIOJA T-32 60/10 60 10 0 4,5 4,5 RIOJA T-33 60/10 60 10 0 4,5 4,5 SANTA ROSA T-02 60/10 60 10 0 14 NUEVA CAJAMARCA T-34 60/22,9kv 60 22,9 0 10 10 SANTA ROSA T-04 60/10 60 10 0 7,5 7,5 SANTA ROSA T-03 60/10 60 10 0 10 10 PONGO T-61 60/33/10 60 33 10 10 10 3 YURIMAGUAS T-62 33/10 33 10 0 5 TARAPOTO T-60 1//8/60 10 60 0 10 ELECTRO PUNO BELLAVISTA T0101 60/10 KV 60 10 0 5,5 BELLAVISTA T0102 60/10 KV 60 10 0 5,5 ILAVE T1001 62/22.9/10 KV 62 22,9 10 7 7 2 POMATA T2001 62/22.9/10 KV 62 22,9 10 7 7 2 ANTAUTA T9001 60/22.9 KV 60 22,9 0 6 8 ANANEA TPA-052 60/22.9/10 60 22,9 10 7 7 2,5 HUANCANE TPA-050 60/22.9/10 60 22,9 10 5 5 2ELECTRO SUR ESTE ABANCAY (TA) TA01 138/60/13.2 134 60 13,2 25 15 12 ANDAHUAYLAS TA01 60/22.9/13.2 60 22,9 13,2 10 4 7 CHALHUANCA TA01 60/22.9/10 60 22,9 10 7 7 2 CHUQUIBAMBILLA TA01 60/22.9/10 60 22,9 10 7 7 2 QUILLABAMBA (UP) TA01 60/22.9/10.5 60 23 10 7 2 7 URUBAMBA TA01 34.5/10.5 34,5 10,5 0 2,5 CALCA TA01 34.5/10.5 34,5 10,5 0 1,25 PISAC TA01 33/10.5 33 10,5 0 0,4 HUARO TA01 33/24/10.5 33 24 10,5 3,5 2 1,5 OROPEZA TA01 33/10 33 10 0 1,5 Plan Maestro T1 138/33/10 138 33 0 7 SANTA MARIA TA01 60/22.9 60 22,9 0 4 SICUANI TA01 66/10.5 66 10,5 0 7 CHAHUARES TA01 60/22.9/10 60 22,9 10 7 2 7 Mazuko T01 145/22.9 145 22,9 0 12 12 Puerto Maldonado T01 145/22.9/10 145 22,9 10 15 5 14 URUBAMBA TA02 33/10 30 10 0 0,4 ABANCAY (TA) T01 138/66/13.2 138 66 13,2 40 30 12ELECTRODUNAS EL CARMEN TP21581001 58/10 58 10 0 7 7 TAMBO DE MORA TP22581001 58/10 58 10 0 7 PUEBLO NUEVO TP23581001 58/10 58 10 0 7 EL CARMEN TP2123601002 58/10 58 10 0 8,75 PEDREGAL TP25601001 60/10 60 10 0 15 PISCO TP31581001 58/10 58 10 0 8,75 PARACAS TP3258231001 58/22.9/10 58 22,9 0 13 9 5 PARACAS TP3258231002 58/22.9/10 58 22,9 0 13 9 5 ALTO LA LUNA TP33581001 58/10 58 10 0 8,75 TACAMA TP41601001 60/10 60 10 0 7 SANTA MARGARITA TP4260231001 58/22.9/10 58 22,9 0 15 10 10 SANTA MARGARITA TP42601002 58/10 58 10 0 8,75 ICA NORTE TP44581001 58/10 58 10 0 7 ICA NORTE TP44581002 58/10 58 10 0 7 LLIPATA (Palpa) TP5258231001 58/22.9/10 58 22,9 0 7 7 2 PUQUIO TP5360231001 60/22.9/10 60 22,9 0 7 7 2 ICA NORTE TP44581003 60/10 60 10 0 15 TAMBO DE MORA TP2244581001 60/10 60 10 0 7 PUEBLO NUEVO TP23581003 60/10 60 10 0 15 TACAMA TP4121581001 60/10 60 10 0 5 ALTO LA LUNA TP33581002 58/10 58 10 0 15 SANTA MARGARITA TP4258231003 60/22.9/10 60 22,9 10 25 20 10 PEDREGAL TP25601002 60/10/4.1 60 10 4,1 25 25 8,3 NASCA TP514260231001 58/22.9/10 58 22,9 10 12 8 8 NASCA TP51581001 58/10 58 10 0 7


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PISCO TP3142601002 58/10 58 10 0 7 ICA NORTE TP4423581001 58/10 58 10 0 7 SR DE LUREN TP46581001 58/10 58 10 0 15 ETENORTE HUALLANCA TR15MVA 138/66 138 66 0 20 HUALLANCA TR3MVA 66/13.8 66 13,8 0 3 CHIMBOTE 1 T30-211 220/138 220 138 0 120 ELECTRO UCAYALI PARQUE INDUSTRIAL TR4 60/22.9/10 60 22,9 10 15 4 15 PUCALLPA TR3 60/22.9/10 60 22,9 10 15 4 15 YARINA TR1 60/10 60 10 0 14 14 YARINA TR2 60/10 60 10 0 14 14 PUCALLPA TR5 60/22.9/10.5 60 22,9 10,5 25 25 25HIDRANDINA NEPEÑA TP A003 138/13.8 138 13,8 0 5 5 CASMA TP A004 138/10 138 10 0 10 SAN JACINTO TP A006 138/13.8 138 13,8 0 5 PALLASCA TP 6015 66/22.9/10 66 22,9 10 7 7 2 HUARMEY TP 6009 62/22.9/10 62 22,9 10 10 4 7 TRUJILLO SUR TP A027 138/10kV 138 10,7 0 30 30 TRUJILLO SUR TP A026 138/10.7kV 138 10,7 0 24 24 TRUJILLO SUR fuera de servTP 3015 33 +5/-21 x 1.25% /10.5 33 10 0 6 6 MOTIL TP A029 138/33kV 138 33 0 12 12 4,2 MOCHE TP 3004 34.5/10.5kV 34,5 10,5 0 3 3 SALAVERRY 2 TP 3005 34.5/10.5kV 34,5 10,5 0 3 3 OTUZCO TP 3010 33/13.8kV 33 13,8 0 2 2 LA FLORIDA TP 3012 33/13.8kV 33 13,8 0 3 1,25 CHARAT TP 3013 33/13.8 33 13,8 0 4 4 CASAGRANDE 2 TP 3008 34.5/10kV 34,5 13,8 0 7 7 PAIJAN TP 3009 34.5/10.5kV 34,5 10,5 0 4 4 MALABRIGO TP 3011 34.5/10.5kV 34,5 10,5 0 12 12 PACASMAYO TP 6022 60/10kV 60 10 0 5 5 GUADALUPE 1 TP 3001 10/34.5kV 10 34,5 0 10 10 GUADALUPE 2 TP 3002 34.5/10kV 34,5 10 0 10 10 CHILETE TP 6018 58/22.9/10kV 58 22,9 10 7 7 2 CAJAMARCA TP 6019 60/10kV 60 10 0 25 CHIMBOTE 2 TP A042 138/13.8kV 138 13,8 0 3x15 3x15 CHIMBOTE 2 TP A043 138/13.8kV 138 13,8 0 3x15 3x15 LA PAMPA TP 6014 66/13.8kV 66 13,8 0 3 3 ARHUAYPAMPA (CARHUAZ) TP 6011 66/13.8kV 66 13,2 0 2,5 2,5 SHINGAL (CARAZ) TP 6010 66/13.8kV 66 13,8 0 5 5 PICUP (HUARAZ) TP 6012 66/13.8/10kV 66 13,8 10 18 18 6 TICAPAMPA TP 6013 66/13.8kV 66 13,8 0 5 5 CHIMBOTE NORTE TP A001 138/13.8 138 13,8 0 21 21 CHIMBOTE SUR TP A002 138/66/13.8 138 66 13,8 31 18 13 SANTA TP A008 138/13.8 138 13,8 0 25 SUBESTACIÓN VIRÚ TP 3006 34,5/10 34,5 10 0 6 6 TRAPECIO TP A007 138/13.8 138 13,8 0 30 30 VIRU TP 6017 55.5/22.9/10 55,5 22,9 10 20 12 8 TRUJILLO NOROESTE TP-A047 138 22,9 10 50 20 30 TRUJILLO SUR TP A005 138/60/10.7 138 60 10,7 50 20 30 QUIRUVILCA TPO3014 33/10 33 10 0 0,71 CELENDIN TP 6016 60/23+/-10 x 1,0% 60 23 0 7 7 SIHUAS TP A045 138/60 138 60 0 8 5 4 POMABAMBA TP 6023 60/22.9 60 22,9 0 5 TAYABAMBA TP A044 138/22.9 138 22,9 0 7 LOS PINOS TP 3021 34,5/22,9 34,5 22,9 0 2,5 2,5 PORVENIR TP A025 138/10kV 138 10 0 20 20 SALAVERRY 1 TP 3003 10/33KV 10 33 0 6 6 3 SANTIAGO DE CAO TP A028 138/34.5/13.8kV 138 34,5 13,8 30 30 18 CASAGRANDE 1 TP 3007 33/10.5kV 33 10,5 0 2 2 SAN MARCOS TP 6020 60/22.9/10kV 60 22,9 10 3 3 1,5 CAJABAMBA TP 6021 60/22.9/10kV 60 22,9 10 7 7 2 TRUJILLO SUR TP-3015 33 +5/-21 x 1.25% /10.5 34,5 10 0 10 10 LLACUABAMBA TP-A046 138/22.9 138 22,9 0 15 ISA PERU PARAGSHA T37-211 220/127/10 220 127 10 75 75 25 AGUAYTIA T38-211 220/138/22.9 220 138 22,9 48 48 16 PUCALLPA T39-161 138/60/10 138 60 10 44 44 14KALLPA C.T. KALLPA TF-11BAT 16.5/220 220 16,5 0 126 126 C.T. KALLPA TF-12BAT 16.5/220 220 16,5 0 138 138 C.T. KALLPA TF-13BAT 220/16.5 220 16,5 0 138 C.T. KALLPA TF-14BAT 220 ±2 x 2.5 % / 18.0 220 18 0 210 LUZ DEL SUR PUENTE A-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 PUENTE A-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 PUENTE A-T3 60/10 kV 60/10 60 10 0 40 BARRANCO B-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BARRANCO B-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BUJAMA BJ-T2 60/22.9/10 kV 58/22.9/10 kV 58 22,9 10 20 20 20 BUJAMA RESERVA 60/10 60 10 0 5 LIMATAMBO C-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 LIMATAMBO C-T2 60/22.9/10 kV 60/22,9/10 60 22,9 10 40 40 40 LIMATAMBO RESERVA 60/10 60 10 0 25 LIMATAMBO C-T3 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 CHORRILLOS CH-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 GALVEZ G-T2 60/22.9/10 kV 60/10 60 22,9 10 25 25 25


continúa




GALVEZ RESERVA 60/10 60 10 0 25 HUACHIPA HP-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 INGENIEROS IG-T1 60/22.9/10 kV 60/22,9/10 60 22,9 10 120 120 120 LURIN RESERVA 60/10 60 10 0 17,2 PACHACAMAC PA-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 LA PLANICIE PL-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 LA PLANICIE PL-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 17,2 SAN BARTOLO RESERVA 60/10 60 10 0 7 SAN BARTOLO S-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 7 VILLA EL SALVADOR SA-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 VILLA EL SALVADOR SA-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 17,2 SANTA CLARA SC-T1 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 25 25 10 SAN ISIDRO SI-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 40 SAN ISIDRO SI-T3 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 40 LURIN L-T2 60/22.9/10 kV 60/22,9/10 60 22,9 10 25 15 25 SAN JUAN SJ-T1 60/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 40 40 40 SAN JUAN SJ-T1 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 90 90 30 SAN JUAN SJ-T2 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 90 90 30 SALAMANCA SL-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 SALAMANCA SL-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 SAN MATEO SM-TR1 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 10 10 3,3 CHOSICA SR-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 CHOSICA SR-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 7 SANTA ANITA ST-T1 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 40 30 20 SURCO SU-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 5 NEYRA U-T3 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 VILLA MARIA VM-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 VILLA MARIA VM-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BALNEARIOS Z-T3 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BALNEARIOS Z-T2 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 78 78 26 BALNEARIOS Z-T4 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 180 180 60 CHILCA LDS CL-T1 220/60 kV 220/60 220 60 0 85 HUACHIPA HP-T2 60/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 25 25 25 INGENIEROS IG-T2 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 25 25 10 BUJAMA BJ-T1 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 CHORRILLOS CH-T2 60/22.9/10 kV 60/22,9/10 60 22,9 10 25 25 15 GALVEZ G-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 MONTERRICO MO-T1 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 40 40 40 ÑAÑA NA-T1 60/22.9/10 kV 60/22,9/10 60 22,9 10 25 25 25 SANTA ROSA P-T1 220/60 kV 220/60 220 60 0 120 SANTA ROSA P-T2 220/60 kV 220/60 220 60 0 120 SANTA ROSA TR3 220/60 kV 220/60 220 60 180 PRADERAS PR-T1 60/22.9/10 kV 60/22.9/10 60 22,9 10 25 25 10 SAN BARTOLO S-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 10 NEYRA U-T1 60/10 kV 60/10 60 22,9 10 40 40 40 NEYRA U-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BALNEARIOS Z-T1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BALNEARIOS Z-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BALNEARIOS Z-T3 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 120 120 40 BALNEARIOS RESERVA 220/60/10 220 60 10 40 40 13,33 SANTA CLARA SC-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 17,2 17,2 SANTA ANITA ST-T2 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 BALNEARIOS Z-T5 220/60 kV 220/60/10 220 60 10 120 LURIN Tr.1 60/10 kV 60/10 60 10 0 25 MINERA BARRICK MISQUICHILCA ALTO CHICAMA T1 138/13.8 138 13,8 0 12 ALTO CHICAMA T2 138/13.8 138 13,8 0 12 PIERINA TR1 138/13.8 138 13,8 0 12 PIERINA TR2 138/13.8 138 13,8 0 12 MINERA CASAPALCA CASAPALCA TR1 48/12.6 48 12,6 0 7,5 7,5 CASAPALCA TR 2 48/12.6 48 12,6 0 7,5 7,5 MINERA CERRO VERDE SULFUROS C5700-DX-001 220/23/10 kV 220 23 10 50 50 15 SULFUROS C5700-DX-002 220/23/10 kV 220 23 10 50 50 15 SULFUROS C5700-DX-003 220/23/10 kV 220 23 10 50 50 15 CYPRUS T1 138/10 kV 138 10 0 30 CYPRUS T2 138/10 kV 138 10 0 21,6 MINERA DOE RUN ALAMBRON T-1 50/11 kV 50 11 0 7,5 ALAMBRON T-2 48/11 kV 48 11 0 7,5 ALAMBRON T-3 48/2.4 kV 48 2,4 0 6 ALAMBRON T-4 50/2.4 kV 50 2,4 1 3,4 4,4 1 ZINC T-1 50/11 kV 50 11 0 25 ZINC T-2 50/11 kV 50 11 0 25 ZINC T-3 50/11 kV 50 11 0 25 ZINC T-4 50//11 kV 50 11 0 1 TORRE 8 T8 48/4.16 kV 48 4,2 0 9 9 TORRE 8 T8 48/10 kV 48 10 0 10 CASA DE FUERZA T1-0464 48/2.4 kV 48 2,4 0 7,5 CASA DE FUERZA T2-0462 48/2.4 kV 48 2,4 0 7,5 CASA DE FUERZA T3-0471 48/2.4 kV 48 2,4 0 7,5 MAYUPAMPA T1 50/2.4 kV 50 2,4 0 0,9 MINSUR MINSUR FUNDICION T1 60/4.16 60 4,2 0 6 MINERA MILPO MILPO 1-TP-001 46/13.2 46 13,2 0 11 DESIERTO TP-01 220/60/22.9 220 60 22,9 25 25 8,33





CERRO LINDO TP-02 56/10 56 10 0 15 CANDELARIA 1-TP-002 46/13.8 46 13,8 0 5,5 5,5 MILPO 1-TP-003 46/13.8 kV 46 13,8 0 15 15 MINERA PAMPA DE COBRE PAMPA DE COBRE TCP1 32/10 32 10 0 6 MINERA SANTA LUISA HUALLANCA EXISTENTE T2 33/3.3 33 3,3 0 5 HUALLANCA NUEVA T1 220/60/33 220 60 33 24 13 11 HUANZALA T3 33/2.2 33 2,2 0 11 MINERA SAN RAFAEL SE SAN RAFAEL SR138T1 138/10 138 10 0 24 SE SAN RAFAEL SR60T1 60/10 60 10 0 20 MINERA XTRATA Tintaya TF 620901 138/10 138 10 0 25 Antapaccay TF-304 33/10 33 10 0 16 Tintaya TF-301 1//8/33 33 10 0 16 MINERA PODEROSA MORENA T-TA2 60/25/10 60 25 10 7 7 2,4 MORENA T-TA1 60/25/10 60 25 10 7 7 2,4QUENUALES - ISCAY CRUZ NIVEL 200 TFP-202 48/2.4 48 2,4 0 4,8 CASA COMPRESORA TFP-203 48/2.4 48 2,4 0 4,8 SAN ANTONIO TFP-201 48/4.16 48 4,2 0 2,4 ISCAYCRUZ TFP-101 34.5/4.16 34,5 4,2 0 6,4 ISCAYCRUZ TFP-102 60/34.5/4.16 60 34,5 4,2 19,2 12,8 6,4 UCHUCCHACUA TPP-383 127.65/34.5/4.16 127,7 34,5 4,2 20 17,6 20QUIMPAC QUIMPAC 11464 58/10 58 10 0 6,72 QUIMPAC 230203-01 58/10 58 10 0 9,6 QUIMPAC 143378 58/10 58 10 0 24 MINERA RAURA UCHUCCHACUA TP 381 138/33 138 33 0 20 CASHAUCRO TPR 101 33/2.3 33 2,3 0 5 RAURA TPR 102 33/10 33 10 0 10 REDESUR PUNO AT - 1 220/138/10.5 220 138 10,5 120 120 15 LOS HEROES TR - 1 220/66/10.5 220 66 10,5 50 50 10REP ICA T5-261 210/62.3/10.3 kV 210 62,3 10,3 50 50 30 ICA T59-261 210/62.3/10.3 kV 210 62,3 10,3 50 50 30 MARCONA T6-261 210/62.3/10.3 kV 210 62,3 10,3 60 60 25 SAN NICOLAS T21-61 60/13.8 kV 60 13,8 0 30 30 SAN NICOLAS T22-61 60/13.8 kV 60 13,8 0 30 30 SAN NICOLAS T23-61 60/14.2 kV 60 14,2 0 30 30 HUAYUCACHI T8-261 225/62.3/10.3 kV 225 62,3 10,3 24 24 8 HUAYUCACHI T19-261 225/62.3/10.3 kV 225 62,3 10,3 24 24 8 HUANCAVELICA T9-261 225/62.3/10.3 kV 225 62,3 10,3 21 21 7 HUANUCO T26-11 138/10.7 kV 138 10,7 0 25 25 HUANUCO T57-121 138/24/10.5 kV 138 24 10,5 12 3 9 HUANUCO T55-21 22.9/10 kV 22,9 10 0 4 4 TINGO MARIA T27-11 138/10.5 kV 138 10,5 0 10 10 AUCAYACU T28-162 132/60/22,9 kV 132 60 22,9 15 10 8 TOCACHE T35-121 132/22,9/10 kV 132 22,9 10 7 7 2 SOCABAYA T40-13 138/35.5kV 138 35,5 0 45 45 SOCABAYA T41-13 138/35.5kV 138 35,5 0 45 45 QUENCORO T47-131 132/34.5/10.5 132 34,5 10,5 10 3 7 COMBAPATA T46-162 138/66/24 kV 138 66 24 15 7 8 TINTAYA T43-11 132/10.5 kV 132 10,5 0 20 20 TINTAYA T44-11 138/10 kV 138 10 0 20 20 AYAVIRI T49-121 138/22.9/10 kV 138 22,9 10 5 5 3 JULIACA T51-161 138/60/10 kV 138 60 10 32 32 8 JULIACA RESERV. 138/60/10 kV 138 60 10 18 18 3 JULIACA T54-61 60/10 kV 60 10 0 5,5 5,5 JULIACA T52-61 60/10 kV 60 10 0 12 12 AZANGARO T50-162 138/60/22.9 kV 138 60 22,9 30 30 9 PUNO T53-162 138/60/22,9 kV 138 60 22,9 25 25 7 ZORRITOS T33-261 220/60/10 kV 220 60 10 50 50 10 TALARA T20-21 220/13.2 kV 220 13,2 0 75 75 PIURA OESTE T15-261 220/60/10 kV 220 60 10 40 40 24 PIURA OESTE T32-261 220/60/10 kV 220 60 10 40 40 24 CHICLAYO OESTE T14-260 220/60/0.38 220 60 0,4 33 33 0,15 CHICLAYO OESTE T16-260 220/60/10/0.38 220 60 0,4 33 33 0,15 CHICLAYO OESTE T24-61 60/8 kV 60 8 0 25 25 GUADALUPE T13-261 220/60/10 kV 220 60 10 22,5 22,5 7,5 GUADALUPE T17-261 220/60/10 kV 220 60 10 22,5 22,5 7,5 TRUJILLO NORTE AT12-211 220/138/10 kV 220 138 10 80 80 16 TRUJILLO NORTE AT31-211 220/138/10 kV 220 138 10 80 80 16 TRUJILLO NORTE T29-121 138/24/10.5 kV 138 24 10,5 14 5 13 TRUJILLO NORTE T25-11 138/8 kV 138 8 0 25 25 CHIMBOTE 1 AT11-211 220/138/13.8 kV 220 138 13,8 84 84 25,2 PARAMONGA NUEVA AT10-216 220/132/66 kV 220 132 66 45,5 35 10,5 PARAMONGA NUEVA T18-261 220/66/10 kV 220 60 10 24 24 8 HUACHO T34-261 220/66/10 kV 220 66 10 30 30 10 SAN JUAN T1-261 210/62.3/10.3 kV 210 62,3 10,3 50 INDEPENDENCIA T3-261 210/62.3/10.3 kV 210 62,3 10,3 50 50 30 INDEPENDENCIA T4-261 210/62.3/10.3 kV 210 62,3 10,3 50 50 30 AUCAYACU T65-11 132/22.9 132 22,9 0 PUNO T68-161 138/60/22.9 138 60 22,9 40 30 7 MARCONA T62-161 210/62.3/10.3 210 62,3 10,3 75 75 30 JULIACA T63-161 138/22.9/10 138 22,9 10 50 30 30 PIURA OESTE T83-261 220/60/10 220 60 10 100 100 30





TINGO MARIA T82-211 220/138/10 220 138 10 50 50 20 AZANGARO T68-162 138/60/10 138 60 10 47,5 47,5 12,5 QUENCORO T80-131 138/30/10 138 30 10 25 TRUJILLO NORTE T81-121 138/22.9/10 138 22,9 10 45 12.5 45 AZANGARO T79-162 138/60/10 138 60 10 TOCACHE T66-121 138/22.9/10 138 22,9 10 7 GUADALUPE T87-262 220/60/22.9 kV 220 60 22,9 25 25 7 TINGO MARIA T69-11 138/10 138 10 0 SEAL CAMANA T40-163 132/60/33 132 60 33 15 10 8 CAMANA T40-31 31.6/10.85 31,6 10,8 0 10 10 CORIRE T15-61 60/13.2 60 13,2 0 4 4 CHUQUIBAMBA T16-62 60/23 60 23 0 4 4 SAN LUIS T9-31 33/10 33 10 0 6 6 CHILINA T3-31 33/10.4 33 10,4 0 20 PORONGOCHE T14-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 20 LA CAMPIÑA T13-31 33/10.5 33 10,5 0 6 COCACHACRA T39-31 33/10.4 33 10,4 0 1,5 Real Plaza T16-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 10 SAN LAZARO T2-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 20 20 CHILINA T3-1-31 32.6/10.85 32,6 10,9 0 10 10 CHILINA T3-2-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 8 8 PARQUE INDUSTRIAL T41-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 20 20 PARQUE INDUSTRIAL T42-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 20 20 JESUS T5-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 20 20 SOCABAYA T6-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 25 25 CHALLAPAMPA T7-31 33.5/10.4 33,5 10,4 0 20 20 CONO NORTE T8-31 33/10 33 10 0 10 10 PAUCARPATA T12-31 33.6/10.4 33,6 10,4 0 10 10 REPARTICION T26-121 132/22.9/10 132 22,9 10 7 7 2 BASE ISLAY T30-103 79.7/ 32.2 79,7 32,2 0 22,5 22,5 MOLLENDO T31-31 33/10 33 10 0 4,5 4,5 AGUA LIMA T34-31 33/10 33 10 0 6 MATARANI T35-31 33/10 33 10 0 6 6 MEJIA T36-31 33/10.5 33 10,5 0 1 1 LA CURVA T37-31 33/10 33 10 0 3,5 3,5 CHUCARAPI T38-31 33/10 33 10 0 1,5 1,5 BELLA UNION T56-621 60/22.9/10 60 22,9 10 7 7 2 CALLALLI T91-162 132/66/24 132 66 24 25 25 7 MAJES T95-161 132/60/22.9/10 132 60 22,9 20 10 12SAN GABAN SAN GABÁN II 01GTA001TP 13.8/146 kV 13,8 146 0 62,5 SAN GABÁN II 02GTA001TP 13.8/146 kV 13,8 146 0 62,5 SAN GABÁN II 60LGA001AT 138/13.8 kV 138 13,8 0 2,5 SHOUGESA MINA SHUGANG T1 60/34.5 60 34,5 0 25 MINERA HUANCHOR HUANCHOR T1 50/10 50 10 0 10 10 HUANCHOR T2 50/10 50 10 0 10 10 SNPOWER Oroya Nueva BTP01-0001 220/50/13,8 220 50 13,8 100 100 33 Oroya Nueva TPO01-0005 115/48/11 115 48 11 30 Oroya Nueva TPO01-0006 115/48/11 115 48 11 30 Oroya Nueva TPO01-0007 72,5/50 72,5 50 0 10 10 Chumpe (Yauricocha) TPO22-1051 67/12.6 67 12,6 0 9 9 Chumpe (Yauricocha) TPO22-1052 67/2.40 67 2,4 0 3,75 3,75 Casapalca TPO18-0851 50/2 50 2,4 0 9 Casapalca BTP18-0851 27.5/2.4 50 2,4 0 1 1 Yaupi BTP03-0101 132/13.2 132 13,2 0 75 Yaupi BTP03-0102 132/13,2 132 13,2 0 50 Andaychagua TPO23-1101 46/4.16 46 4,2 0 7,5 7,5 Malpaso TPO04-0151 50/6.9 50 6,9 0 17 Malpaso TPO04-0152 50/6.9 50 6,9 0 17 17 Malpaso TPO04-0153 50/6.9 50 6,9 0 17 17 Malpaso TPO04-0154 50/6.9 50 6,9 0 17 17 Malpaso TPO04-0155 50/2.4 50 2,4 0 0,75 0,75 Malpaso TPO04-0156 50/2.4 50 2,4 0 0,75 0,75 San Antonio TPO25-1201 43,8/4.16 43,8 4,2 0 1,5 1,5 Paragsha I TPO07-0301 120/48/12.6 120 48 12,6 44 San Cristóbal BTP24-1151 27.5/2.4 47,6 2,4 0 1 1 San Cristóbal TPO24-1154 50/2.4 50 2,4 0 3,75 3,75 Antuquito BTP17-0801 27.5/2.4 50 2,4 0 1 1 Casapalca Norte BTP01-0951 25.0/2.4 50 4,2 0 0,833 0,83 Bellavista BTP16-0751 50/2.4 50 2,4 0 0,3 0,3 CARHUAMAYO (EAN) TPO06-0251 125/48/11 125 48 11 30 30 6,563 San Mateo BTP15-0701 50/2.4 50 2,4 0 0,5 0,5 Morococha TPO21-1001 50/2.4 50 2,4 0 6 6 San Juan TPO09-0401 50/11 50 11 0 15 San Juan TPO09-0402 43.8/2.4 43,8 2,4 0 1,5 1,5 Huicra BTP10-0451 50/2.4 50 2,4 0 0,5 0,5 Excélsior BTP08-0351 27.4/2.4 47,4 2,4 0 1 1 Excélsior TPO08-0354 46/12.6 46 12,6 0 10 10 Excélsior TPO08-0355 46/2.4 46 2,4 0 1,5 1,5 Mahr Túnel TPO26-1251 48/2.4 48 2,4 0 6 6 Pachachaca TPO05-0201 50/2.3 50 2,3 0 15 15 Oroya TPO02-0051 50/2.4 50 2,4 0 3,75 3,75 Oroya TPO02-0052 48/2.4 48 2,4 0 9 9





Cobriza I TPO27-1301 230/69/10 230 69 10 50 Cobriza II TPO28-1351 63/10/4.16 63 10 4,2 26,6 SHOUTHERN ILO 1 IT1 138/13,8 138 13,8 0 25 MILL SITE TT1 138/13,8 138 13,8 0 25 PUSH BACK PBT1 138/69 138 69 0 14 ILO 1 IT2 138/13,8 138 13,8 0 25 ILO 1 IT7 138/13,8 138 13,8 0 70 ILO 1 IT8 138/13,8 138 13,8 0 70 REFINERIA RT1 138/10,5 138 10,5 0 42 REFINERIA RT2 138/10.5 138 10,5 0 22,4 MILL SITE TT2 138/13,8 138 13,8 0 33 MILL SITE TT3P 138/13,8 138 13,8 0 33 LIXIVIACION LT1 138/13,8 138 13,8 0 30 LIXIVIACION LT2 138/13,8 138 13,8 0 60 QUEBRADA HONDA QHT1 138/13,8 138 13,8 0 7,5 BOTIFLACA BT1 138/13,8/6,9 138 13,8 6,9 35 20 20 BOTIFLACA BT2 138/13,8/6,9 138 13,8 6,9 35 20 20 BOTIFLACA BT3 138/13,8/6,9 138 13,8 6,9 35 20 20 BOTIFLACA BT4 138/69 138 69 0 15 BOTIFLACA BT5 138/69 138 69 0 15 PUSH BACK PBT2 138/69 138 69 0 37,5 TEXTIL PIURA TEXTIL PIURA TP 60-10 60/10 60 10 0 12,5 TRANSMANTARO SOCABAYA T1 220/138/10.5kV 220 138 10 90 90 1 SOCABAYA T2 220/138/10.5kV 220 138 10 90 90 1 CARABAYLLO AT74-523 500/220 500 220 0 600 LAGUNA LA NIÑA AT77-212 220/138/22.9 220 138 22,9 36 36 0,5 LAGUNA LA NIÑA AT78-212 220/138/22.9 220 138 22,9 36 36 0,5 CARABAYLLO AT73-523 500/220 500 220 0 600 CHILCA AT72-523 500/220 500 200 0 600 ETESELVA TINGO MARIA TR-01 220/138/10 KV 220 138 10 40 40 0,3MINERA VOLCAN COMPRES. SAN ANTONIO T3 50/10 50 10 0 8 CARAHUACRA CONCENT. 2 T2 50/4.16 50 4,2 0 10 CARAHUACRA CONCENT. 1 T1 50/10 KV. 50 2,3 0 4 CARAHUACRA MINA BT1 50 2,3 0 4,45 MINERA YANACOCHA LA PAJUELA TP-01 60,0/22,9/10,0 KV 60 22,9 10 20 20 6,6 LA PAJUELA TP-02 60,0/22,9/10,0 KV 60 22,9 10 20 20 6,6 LA PAJUELA TP-03 60,0/22,9/10,0 KV 60 22,9 10 20 20 6,6 GOLD MILL T-2421 220/22.9/10 220 22,9 10 30 GOLD MILL T-2422 220/22.9/10 220 22,9 10 30 MINERA YURA YURA1 TP-01 31.5/6.3 kV 31,5 6,3 0 18 Cachimayo TR-01 138/6.6 kV 138 6,6 0 20 Cachimayo TR-02 138/6.6 kV 138 6,6 0 20 YURA TP-02 138+-10x1.25%/30/4.16 138 30 4,2 36

CUADRO N° 18.6SUBESTACIONES DEL COES 2011

CUADRO N° 18.7EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA DEL COES A DICIEMBRE 2011

Descripción

Sistema Principal 865,0

Sistema Secundario 6 452,4 16 484,4

TOTAL 6 452,4 17 349,4

S.E. Elevadora S.E. Transformadora

MVA MVA

UBICACIÓN SUBESTACIÓN TIPO

ABENGOA TRASMISION NORTE KIMAN AYLLU REACTOR 220 0 0 50 0 0 0 KIMAN AYLLU REACTOR 220 0 0 50 0 0 0 CAJAMARCA NORTE STATIC VAR COMPENSATOR 220 0 0 0 0 120 60ANTAMINA VIZCARRA STATIC VAR COMPENSATOR 16 0 0 0 0 90 45DEPOLTI LAMBAYEQUE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 0,8 0 0 ILLIMO BANCO CAPACITOR 22,9 0 0 0 1 0 0 OCCIDENTE BANCO CAPACITOR 22,9 0 0 0 2 0 0SNPOWER MOROCOCHA BANCO CAPACITOR 49,9 0 0 0 6 0 0 OROYA NUEVA BANCO CAPACITOR 57,6 0 0 0 9,6 0 0 OROYA NUEVA BANCO CAPACITOR 57,6 0 0 0 9,6 0 0 PACHACHACA BANCO CAPACITOR 49,9 0 0 0 8,2 0 0 PARAGSHA I BANCO CAPACITOR 50 0 0 0 12 0 0 CASAPALCA BANCO CAPACITOR 49,9 0 0 0 6 0 0EDECAÑETE SAN VICENTE BANCO CAPACITOR 12 3 0 0 3 0 0EDELNOR CHAVARRIA STATIC VAR COMPENSATOR 4,9 0 0 0 0 40 20 PERSHING BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 14,4 0 0 PANDO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 7,8 0 0 MARANGA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 7,2 0 0

TENSIÓN DECONEXION KV

CAPACITIVO INDUCTIVO REACTOR CAPACITOR CAPACITIVO INDUCTIVOS.V.C.COMP. SINCRONO

CAPACIDAD (MVAR)


CUADRO N° 18.7EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA DEL COES A DICIEMBRE 2011

UBICACIÓN SUBESTACIÓN TIPOTENSIÓN DE

CONEXION KVCAPACITIVO INDUCTIVO REACTOR CAPACITOR CAPACITIVO INDUCTIVO

S.V.C.COMP. SINCRONOCAPACIDAD (MVAR)

INFANTAS BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 4,8 0 0 OQUENDO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 4,8 0 0 MIRONES BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 9,6 0 0 TOMÁS VALLE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 7,2 0 0 ZAPALLAL BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 4,2 0 0 VENTANILLA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 3,6 0 0 CHANCAY BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 3,6 0 0 HUARAL BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 3,6 0 0 CANTO GRANDE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 9,6 0 0 SANTA ROSA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 9,6 0 0 TACNA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 14,4 0 0 HUACHO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 3,6 0 0 SUPE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 1,8 0 0ELECTROCENTRO SALESIANOS BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 2,25 0 0 AYACUCHO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 2,25 0 0ELECTRONORTE MOTUPE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 0.45 MVAR 0 0ELECTRO NOR OESTE PAITA BANCO CAPACITOR 5,8 0 0 0 2,4 0 0 EL ARENAL BANCO CAPACITOR 8 0 0 0 1,2 0 0 TIERRA COLORADA BANCO CAPACITOR 7,2 0 0 0 3,6 0 0ELECTRO SUR ESTE MAZUCO REACTOR 138 0 0 10 0 0 0ELECTRO UCAYALI PUCALLPA BANCO CAPACITOR 12 0 0 0 0,6 0 0ISA PERU PUCALLPA REACTOR 138 0 0 8 0 0 0LUZ DEL SUR PUENTE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 9 0 0 BARRANCO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 6 0 0 BUJAMA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 3 0 0 LIMATAMBO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 8 0 0 LIMATAMBO COMPENSADOR SINCRONO 10 68 34 0 0 0 0 CHORRILLOS BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 6 0 0 GALVEZ BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 17 0 0 HUACHIPA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 4 0 0 LA PLANICIE BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 6 0 0 VILLA EL SALVADOR BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 9 0 0 SAN ISIDRO BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 17 0 0 SALAMANCA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 6 0 0 NEYRA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 10 0 0 VILLA MARIA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 8 0 0 BALNEARIOS BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 6 0 0 BALNEARIOS STATIC VAR COMPENSATOR 60 0 0 0 0 60 30RED DE ENERGIA DEL PERU TALARA REACTOR 220 0 0 20 0 0 0 PIURA OESTE REACTOR 220 0 0 20 0 0 0 CHICLAYO OESTE STATIC VAR COMPENSATOR 60 0 0 0 0 30 30 GUADALUPE REACTOR 220 0 0 20 0 0 0 TRUJILLO NORTE STATIC VAR COMPENSATOR 138 0 0 0 0 30 20 TRUJILLO NORTE BC-20 10 0 0 0 15 0 0 CHIMBOTE 1 BANCO CAPACITOR 13,8 0 0 0 15 0 0 CHIMBOTE 1 BANCO CAPACITOR 13,8 0 0 0 20 0 0 PARAMONGA NUEVA REACTOR 220 0 0 40 0 0 0 CHAVARRIA BANCO CAPACITOR 60 0 0 20 0 0 0 CHAVARRIA BANCO CAPACITOR 60 0 0 20 0 0 0 SANTA ROSA BANCO CAPACITOR 60 0 0 20 0 0 0 SANTA ROSA BANCO CAPACITOR 60 0 0 0 0 0 0 SAN JUAN BANCO CAPACITOR 60 0 0 0 30 0 0 SAN JUAN BANCO CAPACITOR 60 0 0 0 30 0 0 SAN JUAN BANCO CAPACITOR 60 0 0 0 30 0 0 SAN JUAN BANCO CAPACITOR 60 0 0 0 30 0 0 SAN JUAN BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 15 0 0 INDEPENDENCIA COMPENSADOR SINCRONO 10 20 10 0 0 0 0 INDEPENDENCIA REACTOR 220 0 0 20 0 0 0 MARCONA REACTOR 10 0 0 5 0 0 0 MARCONA REACTOR 10 0 0 5 0 0 0 HUANUCO BANCO CAPACITOR 15 0 0 0 2,2 0 0 TINGO MARIA BANCO CAPACITOR 12 0 0 0 2,2 0 0 TINTAYA STATIC VAR COMPENSATOR 10 0 0 0 0 15 15 JULIACA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 2,5 0 0 JULIACA BANCO CAPACITOR 10 0 0 0 5 0 0 JULIACA REACTOR 10 0 0 5 0 0 0 AZANGARO REACTOR 138 0 0 20 0 0 0TRANSMANTARO COTARUSE COMPENSACION CAPACITIVA SERIE 220 0 0 50 128,9 0 0 COTARUSE COMPENSACION CAPACITIVA SERIE 220 0 0 0 128,9 0 0 COTARUSE COMPENSACION CAPACITIVA SERIE 220 0 0 0 138,2 0 0 COTARUSE COMPENSACION CAPACITIVA SERIE 220 0 0 0 138,2 0 0 COTARUSE REACTOR 220 0 0 0 65,32 0 0 COTARUSE REACTOR 220 0 0 50 0 0 0 COTARUSE REACTOR 220 0 0 50 0 0 0 COTARUSE REACTOR 220 0 0 50 0 0 0 COTARUSE REACTOR 220 0 0 50 0 0 0 SOCABAYA STATIC VAR COMPENSATOR 220 0 0 0 0 100 300TERMOSELVA TINGO MARIA REACTOR 220 0 0 30 0 0 0SHOUGANG MINA SHOUGANG BANCO CAPACITOR 13,8 0 0 30 0 0 0

CUADRO N° 18.8EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA DEL COES 2011

DescripciónCOMP. SINCRONO S.V.C.

Capacitivo Inductivo Reactor Capacitor

Capacitivo Inductivo

Sistema Principal 588,0 654,8 370,0 455,0

Sistema Secundario 23,0 10,0 25,0 142,3 15,0 15,0

Sistema Distribución 68,0 34,0 0,0 229,3 100,0 50,0

Edición actualizada al 31 de Diciembre de 2011

Documento elaborado por la Subdirección de Gestión de Información,

Dirección de Planifi cación del COES SINAC

Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2012-2069.

Equipo de trabajo integrado por:

Tomás Montesinos Yépez Subdirector de Gestión de Información

Jorge Izquierdo, Alfredo Montalva, Lizbet Vásquez

www.coes.org.pe / [email protected]

Las fotografías incluidas en el presente documento son parte del archivo

fotográfi co de PROMPERÚ, SNMPE y de las empresas integrantes.

Diseño y diagramación: Vladimir León

Impreso en los talleres gráfi cos de:

(511) 436 3365 / (511) 992 447 024

[email protected]

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