matriz energética y expansión de la generación eléctrica en ecuador
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FOLLETO DE NOTAS MATRIZ ENERGETICA CONELECTRANSCRIPT
MATRIZ ENERGÉTICA Y EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
ECUADOR
La energía, en variadas formas, es un elemento fundamental para la calidad de vida de
todas las personas y la eficiencia de los procesos productivos. A medida que aumenta su
demanda, nos vemos obligados a utilizar nuevos insumos, a costos crecientes y con
mayores impactos ambientales.
El principal insumo energético en gran parte del mundo es el petróleo y sus derivados,
seguido del gas natural, ambos recursos no renovables. La biomasa, el sol, el viento, los
flujos hidráulicos, la energía nuclear, etc. son también importantes insumos.
La demanda energética está constitui¬da principalmente por el transporte, los procesos
productivos, iluminación y satisfacción de requerimientos personales de entretenimiento,
salud, cocción de alimentos, etc.
Mucho se habla en la actualidad de la matriz energética, y es una de las principales
políticas del gobierno el cambio de la matriz energética.
LA MATRIZ ENERGÉTICA
La matriz energética nos muestra la relación entre los insumos para produ¬cir energía y
ios usos de la energía en una sociedad.
Un ejemplo sencillo, en el que las cifras son exclusivamente para facilitar la comprensión
se muestra en el cuadro 1A, en el que se aprecian 3 tipos de insumos, siendo uno de ellos
la electri-cidad, y 5 tipos de uso de energía, indicando los porcentajes correspondi¬entes
a cada insumo y a cada uso.
Sin embargo, la electricidad como insumo no es un bien primario de la naturaleza, sino
que es un producto obtenido con diferentes insumos, por lo que se requiere establecer
como se produce la electricidad. Un ejemplo se presenta en el cuadro 2A en el que se
aprecia el uso de combustibles fósiles, fuerza hidráulica y otros insumos.
Con la combinación de las dos matri¬ces se obtiene una matriz energética, cuadro 3A en
la que se observan los insumos primarios para producirla y su utilización.
Este ejercicio nos permite observar que el uso de combustibles fósiles no es el 75% que
figura en el cuadro 1A, ya que la electricidad, que representa el 24% de la matriz, se
produce parcial-mente con combustibles fósiles, por lo que la componente de
combustibles fósiles se incrementa a 85.8%
Las razones para el cambio de la matriz energética son principalmente reducción de
costos y disminución de contaminación atmosférica.
El Ecuador tiene un enorme potencial hidráulico que nos permite generar energía eléctrica
con costos muy inferiores a los del uso de combustibles fósiles y de una forma mucho
más amigable con la naturaleza. Alrededor de 23,000 MW, que representan 7 veces la
demanda del país, pueden ser explotados económicamente.
Pero no se trata exclusivamente de cambiar la matriz eléctrica sustituyendo combustibles
fósiles por hidroelectricidad, sino reemplazar el uso directo de hidrocarburos en transporte
y cocción de alimentos por electricidad producida con agua.
CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA
Las estrategias para el cambio de la matriz energética son:
a) Producción de energía eléctrica en más del 90% con centrales hidro-eléctricas.
b) Mayor uso de electricidad en cocción de alimentos y transporte.
c) Mayor eficiencia en la producción de electricidad con equipos de mayores
rendimientos y utilización de energía remanente como se hace en los ciclos combinados.
d) Mayor eficiencia en los consumos con vehículos y otros equipos de alto
rendimiento.
Estas estrategias tienden al reemplazo de hidrocarburos y a la reducción de los
requerimientos de insumos por la vía de la eficiencia.
Los cuadros 1B, 2B y 3B presentan un ejemplo sencillo de lo expresado previamente,
reduciendo de 85.8% a 47.36% el porcentaje de utilización de combustibles fósiles.
EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
En cumplimiento de las políticas antes indicadas, el Ecuador está construyendo varias
centrales hidroeléctricas que suman aproximadamente 3,000 MW, Además de algunos
emprendimientos privados, las empresas públicas están construyendo los siguientes
proyectos:
1. Coca Sinclair 1,500 MW
2. Sopladora 493 MW
3. Minas San Francisco 275 MW
4. ToachiPilatón 252 MW
5. Delsitanisagua 180 MW
6. Manduriacu 60 MW
7. Quijos 50 MW
8. Mazar-Dudas 22 MW
Debido a que en el Ecuador tenemos la vertiente occidental (Pacífico), de hidrología
complementaria a la vertiente oriental (Amazónica), es importante tener centrales en las
dos vertientes, para garantizar disponibili-dad de agua. Las centrales Minas San
Francisco, ToachiPilatón y Manduriacu se encuentran en la vertiente del Pacífico.
Otros proyectos identificados, algunos con estudios terminados son:
Vertiente del Pacífico:
1. Chespi 400MW
2. Chontal 185MW
3. Tortugo 200 MW
4. Tigre 80 MW
5. Angamarca 29 MW
6. AngamarcaSinde 70 MW
7. Abitagua 200 MW
8. La Unión 80 MW
Vertiente Amazónica:
1. Santiago 3600 MW
2. Indanza (Zamora) 2400 MW
3. Cardenillo 593 MW
La construcción de estos proyectos deberá realizarse de acuerdo a un plan que considere
los costos y beneficios de cada proyecto y los requerimientos de potencia y energía del
país, además de las demandas de otros países de Sudamérica, con los cuales se está
definiendo las características de las interconexiones internacionales y las reglas de
intercambios.
Los proyectos antes indicados suman alrededor de 10,000 MW, que representan 3 veces
la demanda eléctrica, lo que evidencia la factibilidad de un cambio sustancial de la matriz
energética del país, para lo cual el mayor desafío será la posibilidad tecnológica de
sustituir los combustibles utilizados en el transporte por electricidad producida con agua.
MATRIZ 1A: INICIAL, ELECTRICIDAD COMO INSUMO INTERMEDIO
100.0 % 67.0 % 15.5 % 6.5 % 9.0 % 2.0 %
100.0% TRANSPORTE INDUSTRIACOCCIÓN DE ALIMENTOS
HOGARES EXCEPTO COCCIÓN
ALUMBRADO PÚBLICO
75.0 %COMBUSTIBLES
FÓSILES67.0 % 3.0 % 5.0 % 0.0 % 0.0 %
24.0 % ELECTRICIDAD 0.0 % 12.5 % 0.5 % 9.0 % 2.0 %
1.0 %OTROS (LEÑA,
ETC.)0.0 % 0.0 % 1.0 % 0.0 % 0.0 %
MATRIZ 2A: INICIAL ELECTRICA
100.0 % 100.0 % 0 % 13 % 1 % 9 % 2 %
100.0% ELECTRICIDAD TRANSPORTE INDUSTRIACOCCIÓN DE ALIMENTOS
HOGARES EXCEPTO COCCIÓN
ALUMBRADO PÚBLICO
75.0 %FUERZA
HIDRAULICA50.0 % 0.000 % 6.250 % 0.250 % 4.500 % 1.000%
24.0 %COMBUSTIBLE
S FÓSILES45.0 % 0.000 % 5.625 % 0.225 % 4.050 % 0.900 %
1.0 %OTROS
RENOVABLES5.0 % 0.000 % 0.625 % 0.025 % 0.450 % 0.100 %
MATRIZ 3A: INICIAL CON INSUMOS PRIMARIOS
100.0 % 67 % 16 % 7 % 9 % 2 %
100 % TRANSPORTE INDUSTRIACOCCIÓN DE ALIMENTOS
HOGARES EXCEPTO COCCIÓN
ALUMBRADO PÚBLICO
85.8 %COMBUSTIBLES
FÓSILES67.00 % 8.63 % 5.23 % 4.05 % 0.90 %
12.0 %FUERZA
HIDRAULICA0.00 % 6.25 % 0.25 % 4.50 % 1.00 %
1.2 % ELECTRICIDAD 0.00 % 0.63 % 0.03 % 0.45 % 0.10 %
1 %OTROS (LEÑA,
ETC.)0.00 % 0.00 % 1.00 % 0.00 % 0.00 %
MATRIZ 1B: FINAL, ELECTRICIDAD COMO INSUMO INTERMEDIO
100.0 % 67.0 % 15.5 % 6.5 % 9.0 % 2.0 %
93.0% TRANSPORTE INDUSTRIACOCCIÓN DE ALIMENTOS
HOGARES EXCEPTO COCCIÓN
ALUMBRADO PÚBLICO
44.0 %COMBUSTIBLES
FÓSILES41.0 % 2.0 % 1.0 % 0.0 % 0.0 %
48.0 % ELECTRICIDAD 20.0 % 13.5 % 4.0 % 9.0 % 1.5 %
1.0 %OTROS (LEÑA,
ETC.)0.0 % 0.0 % 1.0 % 0.0 % 0.0 %
MATRIZ 2B: FINAL ELECTRICA
100.0 % 100.0 % 20.0 % 13.5 % 4.0 % 9.0 % 1.5 %
100.0% ELECTRICIDAD TRANSPORTE INDUSTRIACOCCIÓN DE ALIMENTOS
HOGARES EXCEPTO COCCIÓN
ALUMBRADO PÚBLICO
89.0 %FUERZA
HIDRAULICA89.0 % 17.800 % 12.015 % 3.560 % 8.010 % 1.335%
7.0 %COMBUSTIBLE
S FÓSILES7.0 % 1.400 % 0.945 % 0.280 % 0.630 % 0.105 %
4.0 %OTROS
RENOVABLES4.0 % 0.800 % 0.540 % 0.160 % 0.360 % 0.060 %
MATRIZ 3B: FINAL CON INSUMOS PRIMARIOS
93.0 % 61.0 % 15.5 % 6.0 % 9.0 % 1.5 %
93.0 % TRANSPORTE INDUSTRIACOCCIÓN DE ALIMENTOS
HOGARES EXCEPTO COCCIÓN
ALUMBRADO PÚBLICO -7.0%
47.36 %COMBUSTIBLES
FÓSILES42.40 % 2.95 % 1.28 % 0.63 % 0.11 % -38.4%
42.72 %FUERZA
HIDRAULICA17.80 % 12.02 % 3.56 % 8.01 % 1.34 % 30.72%
1.92 % ELECTRICIDAD 0.80 % 0.54 % 0.16 % 0.36 % 0.06 % 0.72%
1.00 %OTROS (LEÑA,
ETC.)0.00 % 0.00 % 1.00 % 0.00 % 0.00 % 0.00%
RESUMEN DE LA ESTADÍSTICA DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
DURANTE EL AÑO 2005
ANTECEDENTES
El presente resumen de la estadística del sector eléctrico ecuatoriano del año 2005,
recoge los factores más relevantes, de toda aquella información recopilada de las
diferentes empresas, mismas que han designado Coordinadores, con quienes el
CONELEC ha mantenido permanente contacto para la recepción, revisión y
procesamiento de los datos.
Desafortunadamente, a diciembre de 2005, las empresas del sector eléctrico, no cuentan
con bases de datos completas de sus características técnicas, ya que la mayoría están en
proceso de levantamiento de datos (inventarios) y otras aún no lo han hecho).
La información Indicada en forma mensual para los Grandes Consumidores, corresponde
al período en el cual actúan en el mercado Eléctrico Mayorista, -MEM-.
En el presente boletín, se considera las importaciones de energía a través de las
Interconexiones a 230 kV con Colombia y con Perú desde enero y mayo de 2005
respectivamente, así como las exportaciones a Colombia por la Interconexión
ANÁLISIS ELÉCTRICO - ECONÓMICO
A.1. GENERACIÓN E IMPORTACIÓN
a) POTENCIA EN CENTRALES DE GENERACIÓN
A Diciembre de 2005, sin considerar la potencia contratada por las interconexiones con
Colombia y Perú, Ecuador poseía una capacidad de generación nominal instalada de 3
567 MW, con una potencia efectiva de 3 331 MW.
La demanda máxima coincidente en bornes de generación en el S.N.I. alcanzó los 2 424
MW el 26 de abril de 2005 y de 2325MW a nivel de puntos de entrega, que indica un
incremento de 23 MW equivalente al 0,96% con referencia al año 2004.
La Potencia Efectiva de generación e importación en el país a diciembre de 2005 fue de 3
671 MW, de los cuales 3 526MW (96,06%) están incorporados al S.N.l. y 145 MW (3,94%)
en sistemas aislados.
El total de potencia efectiva corresponde a: 1 748 MW (47,66%) en hidráulicas, 572 MW
(15,57%) térmicas a gas que operan con diesel, 152 MW (4,12%) térmicas de gas natural,
388 MW (10,56%) MCI -Motor de Combustión Interna-, 471MW (12.82%) térmica a vapor,
0,02 MW (0,00%) fotovoltaica, 240 MW (6,54%) interconexión con Colombia y 100 MW
(2,72%) interconexión con Perú.
Las empresas Distribuidoras Esmeraldas, Los Ríos y Milagro, no tuvieron producción de
energía en este año, especialmente por falta de combustible y por deterioro en sus
equipos; sin embargo sus unidades de generación aún no han sido dadas de baja.
POTENCIA DE INTERCONEXIÓN
La potencia máxima posible en la Interconexiones de 138 kV y 230 kV con Colombia se
situó nominalmente en los 290 MW, la cual produjo que la potencia efectiva sea de 240
MW mientras que con Perú se contrató temporalmente en 110 MW como potencia -
Nominal y en 100 MW la Potencia - Efectiva.
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
En el año 2005, el Ecuador tuvo una generación bruta total de 15 127,47 GWh de ia cual
13 552,06 GWh se entregaron al Mercado Eléctrico Mayorista - MEM.
EL total de energía bruta incluye la producción de las Empresas Generadoras (11 337,13
GWh -> 74,94%), Distribuidoras con generación (721,66 GWh -»4,77%), Autoproductoras
(1 345,23 GWh -> 8,89%) y la Importación desde Colombia y Perú 723.45 GWh -»
11,39%). Así mismo, de este total, 6 882,20 GWh 45,50% fue de origen hidráulico
6521,38 GWh -> 3,11% térmico y solar y 1 723,44 GWh 11,39% por importación.
Para la generación térmica se utilizó combustible en las siguientes proporciones; 201,29
millones de galones de Fuel Oil, 120,64 millones de galones de Diesel, 26,50 millones de
galones de Nafta, 13 149 millones de pies cúbicos de Gas Natura. 10,656 millones de
galones de residuo, 15,06 millones de galones de crudo y 582,16 miles de toneladas de
bagazo de caña.
La facturación total por las transacciones de venta de energía (14 064,91 GWh) fue de
USD 945,46 millones, de lo cual 6 962,42 GWh 49,50% se vendieron por USD 686,64
millones ->72,62% en el Mercado Ocasional. 7 086,45 GWh -> 50,38% por un valor de
USD 258,32 millones -> 27,32% en contratos a plazo y 16,03 GWh -> 0,11% a un precio
de USD 0,50 millones -»0,05% por la Exportación de Energía a Colombia.
Sin embargo, en varias ocasiones con el fin de poder cumplir con los contratos a plazo,
algunas empresas generadoras se vieron obligadas a comprar energía en el Mercado
Ocasional por un monto de 215,23 GWh lo cual significó un egreso de USD 18,26
millones.
En las transacciones de venta de energía en el MEM, las generadoras facturaron la
cantidad de USD 735,70 millones -> 77,81% correspondientes a 11 286,59 GWh 80,25%,
las Distribuidoras USD 51,45 millones -> 5,44% por 913,81 GWh -> 6,50%, los
Autoproductores USD 7,41 millones -> 0,78% por 125,04 GWh 0,89%, USD 150,40
millones 15,91% por la Importación de 1 723,45 GWh -> 12,25% desde Colombia y Perú y
por la Exportación de 16,03 GWh -> 0,11% a Colombia se| facturó USD 0,50 millones -
>0,05%.
El precio medio total de las transacciones de venta de energía en el MEM fue de 6,72
USD ȼ/KWh. El Mercado Ocasional tuvo un precio medio de 9,86 USD (ȼ/KWh, en tanto
que el Mercado de Contratos a plazo fue de 3,65 USD ȼ/kWh. Aquí se debe considerar
que el manejo de todo el MEM (Mercado Ocasional y de Contratos), se liquidó en el
Mercado Ocasional; es decir que aquellos valores por potencia a remunerar, generación
obligada, generación forzada, consumo de auxiliares, reconocimiento de combustibles,
reservas primarias y secundarias de potencia, cargos por reemplazos, reactivos e
interconexión y rentas de congestión de los contratos, se liquidaron como si la
transacción fuera en el Mercado Ocasional.
d) IMPORTACIÓN DE ENERGÍA
La Importación de energía desde Colombia se realizó mediante las líneas de transmisión
a 138 kV (Ipiales-Tulcán -» 4,39 GWh), a 230 kV (Jamondino-Pomasqui Circuito 1 -»
855,80 GWh y Circuito 2855,80 GWh). Así mismo la importación desde Perú fue de 7,44
GWh (A través de la línea Zorrillos-Machala).
De estas transacciones se tiene que por los 1716 GWh importados desde Colombia se
canceló la suma de USD 148,55 (Precio medio de 8,66 USD ȼ/kWh) y por los 7.44 GWh
obtenidos de Perú se pagó USD 1.85 millones (Precio medio de 24,90 USD ȼ/kWh).
A.2. TRANSMISIÓN
Según al balance nacional de energía, el sistema de transmisión recibió 13 552.06 GWh y
entregó: 13 059,96 GWh a las Distribuidoras, 133,22 GWh al Gran consumidor Interagua
y 16,03 GWh para exportación a Colombia. Por consiguiente las pérdidas por transmisión
referidas a la energía recibida se ubicaron en 342,85 GWh (2.53%).
De acuerdo a lo informado por la empresa Transelectric S.A. ésta facturó la cantidad de
USD 102,95 millones por la transmisión de energía, lo que corresponde a un precio medio
de transmisión de 0,75 USD ȼ/kWh.
A.3. DISTRIBUCIÓN
a) Distribuidoras
La facturación a las Distribuidoras por las transacciones de compra de energía, en las que
se incluye la entrega a través del SNT y la de los autoproductores, fue de 12 229,90 GWh,
de lo cual 6 319,05 GWh -> 51,67% fue adquirido del mercado ocasional, 5 785.39 GWh -
> 47.31% en contratos a plazo con las Generadoras. 43.66 GWh -» 0,36% por contratos
con las Autoproductoras y el saldo, esto es, 81,80 GWh -» 0,67% corresponde a la venta
de energía entre E.E. Distribuidoras (Ambato a Sucumbíos, Bolívar a Los Ríos y Quito a la
Norte).
La facturación del MEM a las Distribuidoras por la adquisición de energía fue de USD
978,60 millones, correspondiendo USD 760,53 ->77,73% por la adquisición al mercado
ocasional y USD 218,07 millones -> 22,28% a los contratos a plazo.
El precio medio de compra al MEM fue de 8,00 USD 0/kWh. El precio del Mercado
Ocasional fue de 12,04 USD 0/kWh (se incluyen los pagos por transmisión, potencia de
contratos, cargos por congestión, cargos por Interconexión, peajes y más rubros de
manejo de mercado) y el de Contratos a plazo de 3,69 USD 0/kWh.
La energía disponible para las Distribuidoras (para venta a sus clientes) incluyendo los
sistemas no incorporados fue de 12 347,02 GWh, de los cuales 12 249,15 GWh 99,21%
fueron entregados por el SNT, 81,43 GWh -> 0,66% se obtuvieron de sistemas no
incorporados al SNT, 16,40 GWh -> 0,13% procedieron de Autoproductores cuya
transacción no es registrada en el MEM y 0,04 GWh -> 0,00% son el resultado de ventas
entre Empresas Distribuidoras. No se considera la transferencia de energía de la E.E.
Ambato a la E.E. Sucumbíos (81,69 GWh), ya que dicha energía está dentro de la
disponibilidad de E.E. Sucumbíos y luego es facturada a sus clientes regulados.
En este análisis, debe considerarse que el Gran Consumidor Interagua, compró 133,22
GWh a la Generadora Hidropaute y dicha energía se la suministró desde la subestación
Pascuales del SNT, es decir, que esta energía no pasó por ninguna Distribuidora.
Dentro del Sistema Eléctrico Ecuatoriano, se han clasificado a los usuarios de la energía
en dos tipos: los Regulados, es decir, aquellos que se acogen al Pliego Tarifario y los No
Regulados, que son aquellos que realizan contratos a plazo con las generadoras.
Las Distribuidoras facturaron 9 044,38 GWh a los clientes Regulados (que a diciembre de
2005 sumaban 3 079 458) y 355,75 GWh a los No Regulados [se incluye la venta de 0,04
GWh entre empresas distribuidoras, 330,02 GWh a los Grandes Consumidores que
mantienen contratos directos con las Distribuidoras (Guapán de E.E. Azogues; Cartopel,
Erco (desde febrero), Graiman e Italpisos de E.E. Centro Sur; Acosa, Cedal (desde
febrero), Novacero (desde agosto), Provefrut y Rocacem Latacunga de E.E. Cotopaxl;
Adelca (desde abril), Bopp Quito, Danec, Delltex, EBC Quito, Enkador (desde
septiembre), Incasa (desde abril), Lanafit (desde junio), Novopán, Pintex, Plastlsacks
(desde febrero) y Tesalia (desde julio) de E.E. Quito); 25,56 GWh por la energía
reconocida por los Clientes No Regulados a las Distribuidoras a través de los peajes
¡Grandes Consumidores con 21,04 GWh, Distribuidoras 0,98 GWh y Transmisora 3,54
GWh) y la venta de 0,13 GWh de la E.E. Sur a 7 abonados del Norte de Perú].
Por tanto, la facturación por los 9 044,38 GWh consumidos por los Clientes Regulados fue
de USD 797,39 millones (precio medio de facturación de 8,82 USD 0/kWh) y por la
energía suministrada a los Clientes No Regulados - 355,75 GWh- correspondló facturar la
cantidad de USD 19,05 millones (precio medio de 5,36 USD 0/kWh) totalizando USD
816,45 millones por los 9 400,13 GWh facturados, con un precio medio final de 8,69 USD
0/kWh.
Las facturación efectuada por las Distribuidoras por los 330,02 GWh entregados a sus
Grandes Consumidores alcanzó los USD 13,80 millones, que relacionados a la energía
indican un precio medio de 4,18 USD 0/kWh; si se incluyen los peajes (8,51 GWh de
energía reconocida en el peaje) se tiene que la facturación total de las Distribuidoras a
dichos Clientes fue de USD 15,84 millones, a un precio medio de 4,68 USD 0/kWh.
Adicionalmente, se debe considerar que algunos Grandes Clientes de Distribuidoras,
cancelaron los valores por Manejo de Mercado en el Mercado Ocasional (USD 2,03
millones) y por tos costos facturados por el Transmisor (USD 1,27), con lo cual e) gran
total facturado a estos clientes asciende a USD 19,14; es decir, el precio medio final fue
de 5,80 USD 0/kWh.
Por otro lado, para satisfacer la demanda de los abonados que por su ubicación no
pueden ser atendidos por la Distribuidora cte su área de concesión y por la distancia al
Sistema Nacional Interconectado, se produjo la transferencia de energía en ijíoque entre
distribuidoras de 81,73 GWh a un valor de USD 6,93 millones (precio medio de 8,48 USD
(ȼ//kWh). Tomar en cuenta que, como ya se dijo anteriormente, la energía que se
transfiere desde la E.E. Ambato a la E.E. Sucumbíos influye únicamente en la
disponibilidad de esta última.
Del Balance Nacional de Energía, se observa que la energía disponible por las
distribuidoras para venta a sus clientes fue de 12428,71 GWh. y el total de pérdidas de 2
946,89 GWh (23,71%), de los cuales 1 254,21 GWh (10,09%) se deben a pérdidas
técnicas y 1692,68 GWh (13,62%) corresponden a pérdidas no técnicas. El factor de
carga de las empresas distribuidoras pasó del 58,26% en el año 2004 a 60,52% en el Año
2005.
b) Grandes consumidores que compran energía a las generadoras.
Los Grandes Consumidores que mantienen contratos a plazo con las Generadoras y cuya
energía (712,69 GWh) es recibida a través de los diversos sistemas de distribución y el
Gran Consumidor Interagua (133,22 GWh) que recibe directamente del SNT en la
subestación Pascuales, reconocieron las pérdidas de energía a los Distribuidores
mediante los peajes de distribución (12,53 GWh). La facturación por la venta de energía y
potencia a los Grandes Consumidores de las Generadoras fue de USD 26,63 millones y
por peajes USD 2,94 millones, con lo cual la facturación total por los 858,44 GWh fue de
USD 29.57 millones, con un precio medio de 3.44 USD (ȼ//kWh).
De manera similar, los Grandes Consumidores que mantienen contratos a plazo con las
Generadoras han cancelado por concepto de Manejo de Mercado en el Mercado
Ocasional la cantidad de USD 8,50 millones y al Transmisor USD 5,81, lo cual suma un
gran total de USD 43,88 para un precio medio final de USD 5,11 USD íí/kWh.
c) Exportación de energía a Colombia.
Mediante las interconexiones a 138 y 230 kV con Colombia, se produjo la venta de 16,03
GWh, por lo cual se facturó USü 0,50 millones (precio medio de 3,10 USD 0/kWh).
III. BALANCE NACIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO
OFERTA TOTAL GWh %
Hidráulica 6.882,64 45,50
Térmica 6.521,38 43,11
Importación 1.723,45 11,39
TOTAL: 15.127,47 100,00
AUTOCONSUMOS GWh %
Auxiliares de generación 393,57 2,60
Consumos propios (1) 1,100,39 7,27
TOTAL: 1.493,97 9,88
DEMANDA TOTAL GWh %
Residencial 3.701,48 24,47
Comercial 1.964,22 12,98
Industrial (2) 2.965,01 19,60
Alumbrado público 715,82 4,73
Exportación (3) 16,16 0,11
Otros 899,37 5,95
TOTAL: 10.262,06 67,84
OFERTA TOTAL GWh %
Transmisión 424,55 2,81
Técnicas en Distribución 1.246,48 8,24
No técnica en Distribución 1.700,41 11,24
TOTAL: 3.371,44 22,29
(1) Se refiere a la energía producida y que se ha consumido en las instalaciones
propias de la empresa generadora o autoproductora.
(2) Se incluye la energía de los Industriales Regulados y de los Grandes
Consumidores (Clientes de Distribuidoras y Clientes de Generadoras).
(3) Está incluida la energía exportada a Colombia a través del SNT y la energía que
vende la Empresa Sur a 7 sectores del norte de Perú.
Gran Consumidor Interagua obtiene su energía desde la S/E Pascuales de Transelectric
Los porcentajes están referidos a la generación bruta total
Las pérdidas de las distribuidoras alcanzan el 23,87% respecto de su energía disponible
total.