Informe%20estadistico%202013

Informe

Informe estadístico 2013

ESTADÍSTICO

Informe estadístico 2013

2013

Indicadores

del Mercado Mayorista de Electricidad de la

RepĂşblica de Guatemala Correspondiente a 2012

Informeestadístico 2013

Presentación del Informe El presente informe ha sido elaborado con el propósito de documentar la información más relevante de la operación del Mercado Mayorista de Electricidad durante el 2012, constituye una valiosa herramienta de consulta para todos los interesados en el tema, siendo un aporte más de CNEE a la difusión de información sobre nuestro mercado.

Para la elaboración del informe se construyeron varios indicadores estadísticos, que son representados en el mismo por más de ciento veinte gráficas y tablas, cada gráfica y tabla es debidamente explicada y analizada a lo largo de las cinco secciones que lo conforman. Quedando plasmada información estadística, explicaciones, análisis y puntos de vista sobre varios temas de interés como la producción de energía y el Precio Spot, el régimen hidrológico y la generación, la demanda de potencia y energía en el Sistema Nacional Interconectado, los servicios complementarios y cargos de mercado, las transacciones internacionales, etc.

Siendo el monitoreo del funcionamiento del Mercado Mayorista, una de las acciones más importantes que efectúa la CNEE; esperamos haber contribuido durante el 2012, mediante la difusión de nuestros informes de monitoreo diarios, semanales, mensuales y con este informe anual, a que la información del mercado sea mucho más simétrica y con esto a que las decisiones que tomen sus actores sean mejores.

Atentamente, Ing. Marcello Estrada Gerente de Mercado CNEE

3

Contenido

Informeestadístico 2013

Presentación del Informe.......................................................................................................................................3 Fuentes de Información..........................................................................................................................................7 Lista de acrónimos.....................................................................................................................................................8

1.

Producción de energía y precio spot.................................................................................................9 1.1 Introducción....................................................................................................................................... 11 1.2 Abastecimiento de la demanda de energía del Sistema Nacional Interconectado –SNI– durante el 2012..................................................................................... 11 1.3 Importación de Energía / Oferta total de generación......................................................... 16 1.4 Costos variables de generación y precios internacionales de los combustibles....... 18 1.5 Precios Spot........................................................................................................................................ 23

2. Fenómenos océano-atmosféricos y su influencia en el régimen hidrológico y

generación hidroeléctrica en Guatemala durante el año 2012........................................... 31 2.1 Régimen de lluvias 2012................................................................................................................ 33 2.2 Fenómenos océano-atmosféricos.............................................................................................. 33 2.2.1 Actividad ciclónica 2012.................................................................................................... 34 2.2.2 El Niño Oscilación del Sur (ENOS)................................................................................... 37 2.2.3 La Zona de Convergencia Intertropical (ZCI).............................................................. 38 2.3 Caudales entrantes a centrales hidroeléctricas..................................................................... 38

2.4 Generación hidroeléctrica 2012.................................................................................................. 42

3. Demanda de potencia y energía eléctrica del

Sistema Nacional Interconectado (SNI) de Guatemala........................................................... 47 3.1 Análisis de la demanda de potencia y energía eléctrica ................................................... 49 3.2 Demanda de potencia y energía eléctrica en el Mercado Mayorista............................ 54 3.2.1 Potencia..................................................................................................................................... 54 3.2.2 Energía....................................................................................................................................... 54 3.3 Requerimientos de potencia y energía eléctrica de los participantes consumidores en el mercado mayorista durante el 2012................................................. 55 3.3.1 Distribuidores.......................................................................................................................... 55 3.3.2 Grandes Usuarios................................................................................................................... 64 5

Informeestadístico 2013

4. Aspectos relevantes del Mercado Mayorista de Electricidad......................................... 67 4.1 Servicios complementarios.......................................................................................................... 69 4.1.1 Reserva Rodante Operativa (RRO).................................................................................. 69 4.1.2 Reserva Rápida (RRa)........................................................................................................... 71 4.2 Generación Forzada......................................................................................................................... 73 4.3 Desvíos de Potencia......................................................................................................................... 76 4.4 Transacciones en el Mercado a Término y el Mercado de Oportunidad de la Energía............................................................................................................ 77

5. Transacciones internacionales y mercado eléctrico regional........................................ 79 5.1 Transacciones Internacionales del Mercado Mayorista de Electricidad....................... 81 5.2 Intercambios del Mercado Mayorista de Electricidad con el Mercado Eléctrico Regional.......................................................................................................... 82 5.2.1 Importaciones del MER....................................................................................................... 83 5.2.2 Exportaciones hacia el MER.............................................................................................. 84 5.2.2.1 Contratos de Exportación................................................................................. 86 5.2.2.2 Actores en el mercado de exportación al MER.......................................... 86 5.2.3 Desviaciones........................................................................................................................... 86 5.2.4 Precios....................................................................................................................................... 87 5.2.5 Precios y cantidades............................................................................................................ 88 5.3 Cargos Regionales............................................................................................................................ 89 5.4 Interconexión eléctrica Guatemala-México............................................................................ 90 5.5 El Mercado Eléctrico en América Central................................................................................. 92

6. Lista de cuadros y gráficas.................................................................................................... 97

6

Informeestadístico 2013

Fuentes de Información El presente informe estadístico fue elaborado con base en los siguientes documentos y reportes que emite el Administrador del Mercado Mayorista (AMM): • • • •

Informes de Transacciones Económicas.

Posdespachos.

Programas de despacho diario, semanal y anual.

Informes de generación.

En los casos donde se utilizó información de otras fuentes, se citan al pie del cuadro o gráfica correspondiente.

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Informeestadístico 2013

Lista de acrónimos Administrador del Mercado Mayorista AMM Barril de combustible BBL Coeficiente de requerimiento adicional de la demanda CAD Comisión Económica para América Latina y el Caribe CEPAL Comisión Nacional de Energía Eléctrica CNEE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica CRIE Consejo Director de Mercado Eléctrico Regional CDMER Costo variable de generación CVG Desvíos de Potencia DP Distribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. DEOCSA Distribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. DEORSA Documentos de Transacciones Eléctricas Regionales DTER Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. EEGSA El Niño Oscilación del Sur ENOS Ente Operador Regional EOR Factor de Planta FP Gigavatio-hora GWH Instituto Nacional de Sismología, Vulcanología, Meteorología e Hidrología INSIVUMEH International Research Institute IRI Megavatio MW Megavatio-hora MWH Mercado Eléctrico Regional MER National Oceanic and Atmospheric Administration NOAA Organización Meteorológica Mundial OMM Porcentaje de azufre %S Producto Interno Bruto PIB Reglamento del Mercado Eléctrico Regional RMER Regulación Primaria de Frecuencia RPF Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional RTMER Reserva Rápida RRa Reserva Rodante Operativa RRO Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central SIEPAC Sistema Nacional Interconectado SNI West Texas Intermediate WTI Zona de Convergencia Intertropical ZCI

8

Informeestadístico 2013

1. Producción

de energía y precio spot

9

InformeestadĂ­stico 2013

10

Informeestadístico 2013

1.1 Introducción El Mercado Spot o Mercado de Oportunidad es el mecanismo de cierre para la Energía, en él se liquidan los excedentes y los faltantes de energía respecto a los contratos suscritos en el Mercado a Término.

El Precio Spot es fijado horariamente por el costo variable de la última unidad generadora convocada por orden de mérito que estuvo generando por lo menos 15 minutos de dicha hora en régimen de operación normal.

Si un Participante Consumidor no tiene cubierta toda su demanda de energía con un contrato, el faltante de energía será liquidado en el Mercado Spot, se debe tomar en consideración que el no tener cubierta toda la demanda de energía por un contrato y cubrir un faltante de energía en el Mercado Spot presenta algunos riesgos: a) Si se produce una falla en el Sistema Nacional Interconectado –SNI– el AMM convoca a unidades generadoras que pueden tener un costo variable más alto con el consecuente incremento en el Precio Spot. b) Debido a que la mayor parte del tiempo las unidades generadoras que marcan el Precio Spot son unidades que utilizan como fuente prima-

ria de energía derivados del petróleo, las variaciones internacionales en los precios internacionales del petróleo y sus derivados influyen directamente en los niveles del Precio Spot. c) Las indisponibilidades en el parque de generación repercuten en que posiblemente para abastecer la demanda el AMM convoque a unidades de generación con costos variables más altos, por lo tanto las indisponibilidades en el parque de generación tienden a elevar los niveles del Precio Spot. d) Si se incorpora nuevos participantes productores con costos variables eficientes, los niveles del Precio Spot pueden tender a una disminución.

1.2 Abastecimiento de la demanda de energía del Sistema Nacional Interconectado –SNI– durante el 2012 En el 2012 se incorporaron al SNI tres nuevos Participantes Productores, aportando 92.652 MW a la capacidad de generación efectiva. De esta nueva generación el 96.20% corresponde a generación hidroeléctrica tal y como se observa en el cuadro 1.

Cuadro 1: Nueva Generación incorporada al Mercado Nacional en el año 2012 Potencia Nombre

Tipo

De placa MW

Efectiva del sistema MW

Fecha de inicio de operaciones

Palo Viejo

Hidroeléctrica

85.000

87.231

17/03/2012

HidroPower

Hidroeléctrica

2.160

1.908

20/11/2012

El Pilar

Termoeléctrica

10.500

3.513

17/01/2012

97.660

92.652

TOTAL

11

Informeestadístico 2013

Nuestra matriz de generación tiene un alto componente de generación producida con recursos renovables, tales como hidroeléctricos, geotérmicos y biomasa. La generación con biomasa es mediante el aprovechamiento del bagazo de caña de azúcar, siendo importante para la matriz energética porque su aporte de generación se realiza de noviembre a finales de abril abarcando en gran medida la época seca del año y con esto complementando a la generación hidroeléctrica que en este período se ve disminuida. De enero a abril del 2012, el aporte a la matriz de generación con biomasa fue de 24.29%, mientras que el aporte de la generación hidroeléctrica de mayo a octubre fue de 60.42%.

Tal y como se observa en la gráfica 1, el aporte de la generación hidroeléctrica en el período de enero a abril del 2012 fue de 40.27%, mientras que en el mismo periodo del año 2011 la generación hidroeléctrica aportó un 35.55%. Este incremento de la generación hidroeléctrica se debe a que el 2012 fue un año con precipitaciones normales y a que en marzo entró en operación comercial la hidroeléctrica Palo Viejo que tiene una potencia de 87.231 MW. Gráfica 1. Producción de energía del SNI (enero-abril 2012) Carbón 15.12% Diésel 0.11%

Hidroeléctricas 40.27%

realizar una comparación con el 2011, año durante el que el aporte de la generación hidroeléctrica de mayo a octubre fue de 57.80%, podemos determinar que el porcentaje de generación hidroeléctrica para este período fue muy parecido al del 2012.

Gráfica 2. Producción de energía SNI (mayo-octubre 2012) Biomasa 0.84% Geotérmicas 2.92%

Búnker 21.80%

Carbón 13.90%

Hidroeléctricas 60.42%

El periodo comprendido entre noviembre y diciembre se caracteriza porque la generación con biomasa complementa a la hidroeléctrica, que durante dicho período del 2012 aportó el 42.08% de la generación total mientras que la biomasa el 20.25% tal y como se observa en la gráfica 3, con lo cual más del 60% de la generación durante estos meses fue con recursos renovables.

Gráfica 3. Producción de energía SNI (noviembre-diciembre 2012)

Búnker 17.55%

Búnker 21.27%

Diésel 0.06% Carbón 13.53%

Biomasa 20.25%

Biomasa 24.29%

Diésel 0.13%

Geotérmicas 2.67%

En el período de mayo a octubre del 2012, que constituyó la época lluviosa del año, el aporte de la generación hidroeléctrica a la matriz de generación fue de 60.42% tal y como se observa en la gráfica 2, en agosto se estuvo bajo la influencia de la Tormenta Tropical Ernesto que aportó humedad al país. Al 12

Geotérmicas 2.81%

Hidroeléctricas 42.08%

En la gráfica 4 y cuadro 2, podemos apreciar que en el año 2012 el 50.05% de la generación

Informeestadístico 2013

hidroeléctrica fue producida con centrales generadoras convencionales, mientras que la generación Distribuida Renovable tuvo un aporte del 0.94%, siendo entonces el aporte total de la generación hidroeléctrica 50.99%. Si se compara este dato con el 2011, año en el que el aporte de la generación hidroeléctrica a la matriz de generación fue de 50.26%, se observa que la magnitud de la generación hidroeléctrica para ambos años fue muy similar.

Gráfica 4. Participación en la producción de energía del SNI por tecnología (enero-diciembre 2012) Turbinas de diésel 0.10%

Motores de combustión interna 20.15%

Turbinas de vapor 28.76%

Gráfica 5. Participación en la producción de energía en el SNI por tipo de combustible (enero-diciembre 2012)

Biomasa 11.52%

Hidro 50.96%

Búnker 20.23%

Cuadro 3. Producción de energía por tipo de combustible (enero-diciembre 2012) Combustible

4,434.92

Búnker

1,760.55 9.61

Biomasa

1,003.02

Carbón

1,237.92

Geotérmica

245.63

Ciclo combinado* Total

Tecnología

GWH

Turbinas hidráulicas

4,356.51

Turbinas de vapor

2,502.96

Motores de combustión interna

1,753.46

Turbinas de diésel Gen. distribuida

8.92 81.72

Total

8,703.57

GWH

Hidro Diésel

Cuadro 2. Producción de energía por tipo de tecnología (enero-diciembre 2012)

Ciclo combinado 0.12%

Diésel 0.11%

Gen. distribuida 0.94%

Turbinas hidráulicas 50.05%

Geotérmica 2.82%

Carbón 14.22%

11.92 8,703.57

Durante el 2012 el consumo del diésel para la generación de energía eléctrica se redujo un 66.41% en comparación con el año 2011, para el caso del Búnker (BBL) también hubo una reducción del 3.32% en comparación con lo consumido en el 2011, en lo que respecta al consumo del Carbón (TM) para la producción de energía eléctrica se observa un incremento del 17.92% respecto a lo consumido en el 2011 debido a la entrada en operación de la central térmica Las Palmas 2 (Ver gráfica 6 y cuadro 4).

13

Informeestadístico 2013

Gráfica 6. Consumo estimado de combustible para la producción de energía en el SNI 3,000,000 2,572,854.38

2,487,354.83

Unidades de combustible

2,500,000

2,000,000

1,500,000

1,000,000 469,027.29

553,095.41

500,000 54,923.41 0

18,447.07

Diésel (BBL)

Búnker (BBL)

2011

Carbón (TM)

2012

Cuadro 4. Consumo estimado de combustible en el SNI 2011 Diésel (BBL)

2012

% respecto 2011

54,923.41

18,447.07

-36,476.35

-66.41%

Búnker (BBL)

2,572,854.38

2,487,354.83

-85,499.54

-3.32%

Carbón (TM)

469,027.29

553,095.41

84,068.12

17.92%

La generación hidroeléctrica en el 2012, llegó a cubrir más del 70% de la demanda mensual de energía en los meses de septiembre y octubre, y más del 60% en los meses de junio, julio y agosto.

En la gráfica 7, podemos observar que la demanda mensual de energía del SNI comparada con la producción hidroeléctrica y el porcentaje de la demanda que esta generación cubrió en cada mes.

14

Diferencia 2012-2011

Informeestadístico 2013

700

72.14%

69.94%

63.15%

65.49%

800

74.24%

Gráfica 7. Porcentaje de la demanda de energía del SNI cubierta con generación hidroeléctrica

80% 70% 60%

49.33%

39.07%

40.58%

38.83%

400

35.85%

GWH

500

39.82%

47.28%

600

50% 40%

300

30%

200

20%

100

10%

0 -12

Jan

-12

Feb

12

rMa

2

r-1

Ap

12

yMa

Demanda energía SNI

-12

Jun

-12

Jul

-12

g Au

-12

Sep

2

t-1

Oc

12

vNo

12

0%

cDe

Producción hidroeléctrica

% cubierto con gen. hidroeléctrica

15

Informeestadístico 2013

1.3 Importación de Energía/ Oferta total de generación La importación de México contribuyó de enero-abril con un 6.24% del cubrimiento de la demanda del SNI, es necesario recordar que se mantiene una restricción horaria para la operación de la Interconexión con México de las 21:00 a las

6:00 horas. En el período de mayo a diciembre la contribución de la importación al cubrimiento de la demanda del SNI fue mucho menor, debido a que el precio de su oferta fue más alto, razón por la que fue convocada en menor porcentaje.

Gráfica 8. Porcentaje de la demanda de energía del SNI cubierta con energía importada de México 800 6.25%

700

6.22%

6.17%

6.32%

7%

6%

600

5%

500 GWH

4% 400 3%

1.87%

300

0

Jan-12

Feb-12

Mar-12

Demanda energía SNI

16

Apr-12

May-12

Jun-12

Jul-12

Importación de México

Aug-12

Sep-12

Oct-12

0.74%

0.51%

0.63%

0.88%

0.67%

100

0.97%

2% 0.97%

200

Nov-12

Dec-12

% cubierto con importación de México

1%

0%

Informeestadístico 2013

Las gráficas 9 y 10 así como los cuadros 5 y 6 representan la oferta total de energía, incluyendo la generación local, importación del MER y la importación de energía a través de la Interconexión con México. La importación de energía a través de la Interconexión con México representó un 2.94% de la energía consumida durante el 2012 y la energía proveniente del MER un 0.04%.

Gráfica 9. Oferta total de energía por tecnología (año 2012) Motores de combustión interna 19.64%

Turbinas de vapor 28.03%

Gráfica 10. Oferta total de energía por tipo de combustible (año 2012) Ciclo combinado Importación MER 0.13% 0.04% Geotérmica 2.75% Carbón 13.86%

Hidro 49.67%

Biomasa 11.23% Diesel 0.11%

Turbinas de diésel 0.10% Gen. distribuida 0.92% Importación MER 0.04%

Búnker 19.72%

Interconexión México 2.49%

Cuadro 6. Oferta total de energía por tipo de combustible Combustible

Turbinas hidráulicas 48.79%

Cuadro 5. Oferta total de energía por tecnología

4,434.92

Búnker

1,760.55

Diésel

1,003.02

Carbón

1,237.92

Importación MER

Turbinas hidráulicas

4,356.51

Interconexión México

Turbinas de vapor

2,502.96

Total

Motores de combustión interna

1,753.46

Turbinas de diésel Gen. distribuida Importación MER Interconexión México Total

9.61

Biomasa Geotérmica

GWH

GWH

Hidro

Ciclo combinado Tecnología

Interconexión México 2.49%

245.63 11.92 3.26 222.54 8,929.36

8.92 81.72 3.26 222.54 8,929.36

17

Informeestadístico 2013

1.4 Costos Variables de generación y precios internacionales de los combustibles El informe macroeconómico de América Latina y el Caribe realizado por CEPAL (junio 2012) indica que el primer trimestre de 2012 se desarrolló en un contexto internacional incierto, que incluía los factores de riesgo en la zona del euro, una desaceleración de China, un crecimiento precario en los Estados Unidos y posibilidades de conflictos de naturaleza geopolítica que dieran lugar a interrupciones en el flujo de petróleo y a alzas de su precio. Es por ello que los precios del petróleo durante el primer semestre se vieron afectados por el comportamiento del mercado internacional, tal como se puede observar en el cuadro 7 y en la gráfica 11.

Cuadro 7. Promedio mensual de precios del crudo ($/bbl)

WTI 2011

% variación*

Enero

89.71

102.82

14.62%

Febrero

89.79

102.90

14.60%

Marzo

103.02

106.26

3.14%

Abril

110.01

103.20

-6.19%

Mayo

101.86

95.35

-6.39%

Junio

96.65

82.46

-14.68%

Julio

97.23

87.80

-9.70%

Agosto

86.52

93.80

8.42%

Septiembre

86.09

94.90

10.23%

Octubre

85.80

91.03

6.10%

Noviembre

96.78

86.61

-10.51%

Diciembre

98.94

88.05

-11.01%

*Variación respecto al año 2011

18

2012

Informeestadístico 2013

Gráfica 11. Promedio mensual de precios del WTI 120 110.01 110 102.82

106.26

102.90

96.65

100 $/BBL

101.86

103.02

96.78

98.94

94.90

93.80

91.03

95.35

90

80

97.23

103.20

87.80

89.79

89.71

86.09

86.52

85.80

86.61

88.05

82.46

70

60 -12

Jan

-12

Feb

r-12

-12

Apr

Ma

2

-12

y-1

Ma

Jun

12

Jul-

2011

En el cuadro 8 y en la gráfica 12 se observa que los precios del Búnker fueron mayores durante el período de enero a mayo del 2012 en comparación con el mismo período del 2011, en junio y julio se observa que los precios del Búnker fueron menores en comparación con los precios observados

-12

Aug

-12

Sep

-12

Oct

-12

Nov

-12

Dec

2012

en éstos durante el 2011, situación que cambia en el período de agosto a octubre en donde nuevamente los precios del 2012 son mayores a los del 2011 y en noviembre y diciembre los precios del 2012 resultan ser menores nuevamente a los del 2011.

Cuadro 8. Promedio mensual de búnker y diésel ($/bbl)

Búnker 1%S 2011

2012

Búnker 3%S

% variación*

2011

2012

Diésel

% variación*

2011

2012

% variación*

Enero

78.88

103.60

31.34%

79.07

121.81

54.05%

109.43

127.78

16.77%

Febrero

90.09

111.62

23.90%

87.84

112.73

28.34%

116.01

133.94

15.46%

101.83

118.13

16.00%

95.83

111.26

16.10%

127.44

135.30

6.17%

Marzo Abril

106.78

119.21

11.64%

101.39

108.80

7.31%

133.82

132.19

-1.22%

Mayo

100.31

106.92

6.59%

95.83

99.24

3.56%

124.80

123.38

-1.14%

Junio

105.61

92.06

-12.83%

99.29

87.09

-12.29%

124.74

109.89

-11.90%

Julio

106.60

98.68

-7.43%

100.32

91.28

-9.01%

128.16

116.58

-9.04%

Agosto

98.93

108.55

9.72%

97.42

99.12

1.75%

123.64

126.57

2.37%

Septiembre

99.15

107.72

8.64%

98.02

101.11

3.15%

123.32

131.79

6.87%

99.46

102.27

2.83%

98.89

96.57

-2.35%

123.48

130.54

5.72%

Noviembre

Octubre

101.20

98.77

-2.40%

100.09

92.77

-7.31%

128.31

124.11

-3.27%

Diciembre

99.02

96.29

-2.76%

95.23

93.72

-1.59%

121.67

123.81

1.76%

*Variación respecto al año 2011

19

Informeestadístico 2013

Gráfica 12. Promedio mensual de precios del búnker de 1% S 130 118.13 120 110

111.62 106.78

106.92

101.83

108.55

106.60

107.72

105.61

103.60

100 $/BBL

119.21

100.31

102.27

98.93

98.68

90

101.20

99.46

99.15

99.02

98.77

96.29

92.06

90.09 80 78.88 70 60 50 ro

Ene

o

rer

Feb

rzo

Ma

ril

Ab

io

yo

Jun

Ma

io

2011

o

ost

Jul

Ag

bre

em

ti Sep

re

tub

Oc

re

mb

vie

No

2012

Gráfica 13. Promedio mensual de precios del búnker de 3% S 130 121.81 120

112.73

111.26

108.80

100.32

110

99.12

99.29

99.24

101.11

100.09

98.89

$/BBL

100

95.23 101.39

90 87.84

80 70

97.42

95.83

95.83

98.02

96.57 92.77

91.28

93.72

87.09

79.07

60

20

2012

e m cie Di

br vie m No

br

e

e br tu Oc

Se p

tie

m

br

e

to

lio

Ag os

Ju

Ju

o ni

o ay M

ril Ab

zo ar M

o er br Fe

En

er

o

50

2011

re

mb

cie

De

Informeestadístico 2013

Gráfica 14. Promedio mensual de precios del diésel 160 150 135.30

140

133.94

127.44

110 100

128.16

124.80

132.19

120

131.79

124.74

127.78

130 $/BBL

133.82

130.54 128.31

126.57

123.38

123.64

123.81 124.11

123.32

116.58

116.01

121.67

123.48

109.89

109.43

90

2011

e br

e

cie Di

vie

m

m

br

e br tu

Se

No

pt

Oc

iem

br

e

to os Ag

Ju

Ju

lio

o ni

o M

M

ay

ril

ar

Ab

zo

o er br Fe

En

er

o

80

2012

a principios de año podemos observar que los costos de generación están relacionados con los incrementos de los precios de los combustibles internacionalmente, incremento que tuvo sus efectos de la semana 1 a la 15.

En la gráfica 15 se observa el comportamiento de los costos variables de generación; en el caso de las últimas semanas del 2012 a partir de la 7 hasta la 45, los costos de variables de generación fueron muy similares al año anterior; por otro lado

Gráfica 15. Costo variable de generación promedio semanal de motores de combustión interna 240 220

180 160 140 120

CVG 2011

Semana 51

Semana 49

Semana 47

Semana 45

Semana 43

Semana 41

Semana 39

Semana 37

Semana 35

Semana 33

Semana 31

Semana 29

Semana 27

Semana 25

Semana 23

Semana 21

Semana 19

Semana 17

Semana 15

Semana 13

Semana 11

Semana 09

Semana 07

Semana 05

Semana 03

100 Semana 01

$/Mwh

200

CVG 2012

21

Informeestadístico 2013

neración con esta tecnología tuvo una participación de 8.92 GWH lo que representa el 0.10% de la oferta total de generación.

Como se puede observar en la gráfica 16, los costos variables de generación de turbinas Diésel durante el 2012 fueron bastante estables, la ge-

Gráfica 16. Costo variable de generación promedio semanal de turbinas de diésel 340.00 330.00 320.00 310.00

$/Mwh

300.00 290.00 280.00 270.00 260.00

CVG 2011

Semana 51

Semana 49

Semana 47

Semana 45

Semana 43

Semana 41

Semana 39

Semana 37

Semana 35

Semana 33

Semana 31

Semana 29

Semana 27

Semana 25

Semana 23

Semana 21

Semana 19

Semana 17

Semana 15

Semana 13

Semana 09

Semana 07

Semana 05

Semana 03

Semana 01

240.00

Semana 11

250.00

CVG 2012

Como se puede observar en la gráfica 17 el valor del agua de la Central Chixoy presentó su máximo valor en las semanas 21 a la 25, al comparar

estos valores con los que tuvo para el mismo período del 2011, podemos observar que los valores del 2012 fueron menores.

Gráfica 17. Valor del agua semanal de Chixoy 250

200

$/Mwh

150

100

50

Chixoy 2011

22

Chixoy 2012

Semana 51

Semana 49

Semana 47

Semana 45

Semana 43

Semana 41

Semana 39

Semana 37

Semana 35

Semana 33

Semana 31

Semana 29

Semana 27

Semana 25

Semana 23

Semana 21

Semana 19

Semana 17

Semana 15

Semana 13

Semana 11

Semana 09

Semana 07

Semana 05

Semana 03

Semana 01

0

Informeestadístico 2013

Gráfica 18. Valor del agua semanal de Jurún Marinalá 250.00

200.00

$/Mwh

150.00

100.00

50.00

Jurún Marinalá 2011

Semana 51

Semana 49

Semana 47

Semana 45

Semana 43

Semana 41

Semana 39

Semana 37

Semana 35

Semana 33

Semana 31

Semana 29

Semana 27

Semana 25

Semana 23

Semana 21

Semana 19

Semana 17

Semana 15

Semana 13

Semana 11

Semana 09

Semana 07

Semana 05

Semana 03

Semana 01

0.00

Jurún Marinalá 2012

1.5 Precios Spot el resto del año fue superior al 2011. El mes en el que el valor fue más alto fue mayo, mes de transición entre la época seca y la lluviosa por lo que ante la limitada generación hidroeléctrica, se generaron 460.505 GWH con plantas térmicas.

En el 2012 el Precio Spot tuvo valores superiores en comparación con el 2011 tal y como se aprecia en la gráfica 19, en los meses de abril, mayo y junio el mismo estuvo por debajo de los valores registrados durante el mismo período en el 2011,

Gráfica 19. Comparativo precio spot promedio mensual 2011-2012

109.26

91.67

100.05

113.70

143.66

157.34

139.23

127.22

120.36 129.77

119.90 129.38

141.46

182.20

189.92 176.06

166.78 164.84

100

40%

20%

0%

50

-20%

0

2011 $/MWH

2012 $/MWH

m cie Di

m vie No

br e

br e

e br tu Oc

br e Se

pt

iem

to os Ag

lio Ju

o ni Ju

ay o M

ril Ab

ar zo M

er o Fe br

er

o

-40% En

$/MWH

150

129.72

120.48 124.35

157.36

146.86 167.92

200

60%

% variación respecto 2011

23

Informeestadístico 2013

Cuadro 9: Precios spot promedio mensuales % 2011 $/ 2012 $/ Diferencia variación MWH MWH 2011-2012 respecto 2011

$/MWH Enero

120.48

124.35

3.87

3.21%

Febrero

129.72

157.36

27.64

21.31%

Marzo

146.86

167.92

21.06

14.34%

Abril

166.78

164.84

-1.94

-1.16%

Mayo

189.92

176.06

-13.86

-7.30%

Junio

182.20

141.46

-40.74

-22.36%

Julio

119.90

129.38

9.48

7.91%

Agosto

120.36

129.77

9.40

7.81%

Septiembre

100.05

127.22

27.17

27.16%

91.67

139.23

47.56

51.88%

Noviembre

113.70

157.34

43.63

38.38%

Diciembre

109.26

143.66

34.40

31.49%

Octubre

En la gráfica 20 y en el cuadro 10 se observa el promedio anual del Precio Spot desde el inicio del Mercado Mayorista.

Gráfica 20. Precio spot promedio anual 160

120

140 100 120 80

80

60

60 40 40 20 20

0

0 1998

1999

2000

2001

2002

2003

Spot promedio anual

24

2004

2005

2006

2007

2008

2009

WTI promedio anual

2010

2011

2012

$/BBL

$/MWH

100

31.66

26.51

29.09

Noviembre

Diciembre

Promedio anual

Octubre

41.24

Agosto

Septiembre

42.44

Julio

59.27

44.11

46.74

53.66

40.29

43.05

58.67

43.93

Mayo

Abril

34.85

36.73

28.46

1999

Junio

Febrero

Marzo

1998

Enero

57.27

37.46

43.6

58.47

51.76

63.96

56.75

54.21

70.96

82.08

61.41

54.31

52.31

2000

42.46

37.95

48.97

42.9

40.63

47.98

50.07

41.13

52.58

44.36

30.71

33.59

38.63

2001

50.01

58.99

52.72

52.48

54.02

55.14

54.91

47.91

55.34

48.3

38.05

37.32

44.98

2002

56.46

46.15

53.71

58.85

58

55.65

51.95

53.99

64.26

57.65

63.67

60.61

53.07

2003

48.8

47.99

51.32

49.09

57.1

53.31

46.87

50.18

49.86

47.1

45.14

44.22

43.38

2004

62.16

66.89

68.91

49.48

55.01

59.36

55.55

89.74

90.38

61.3

52.37

49.77

47.21

2005

76.93

72.64

76.72

75.51

76.89

80.41

78.67

79.39

92.87

81.24

74.79

68.59

65.43

2006

89.65

111.71

102.56

81.86

78.54

99.36

109.64

97.08

96.54

77.72

74.81

72.48

73.49

2007

120.52

77.83

123.13

109.37

118.72

131.27

129.51

138.5

138.29

123.91

119.26

117.32

119.17

2008

Cuadro 10: Precio Promedio Spot

103.24

123.45

126.95

134.23

123.66

121.90

107.73

109.39

107.39

80.58

71.77

69.88

62.00

2009

103.98

98.92

96.16

77.53

74.63

76.38

95.74

111.76

121.93

122.12

123.77

124.76

124.12

2010

132.58

109.26

113.70

91.67

100.05

120.36

119.90

182.20

189.92

166.78

146.86

129.72

120.48

2011

146.55

143.66

157.34

139.23

127.22

129.77

129.38

141.46

176.06

164.84

167.92

157.36

124.35

2012

145.45

NULL

NULL

NULL

NULL

NULL

NULL

NULL

NULL

NULL

155.51

145.48

135.37

2013

77.59

77.12

83.53

75.78

75.66

81.15

80.65

89.69

97.55

85.85

84.06

80.14

75.50

Promedio mensual

Informeestadístico 2013

25

Informeestadístico 2013

Gráfica 22. Fijación del precio spot por tipo de combustible

En las gráficas 21 y 22 se observa la gran influencia que tienen los motores de combustión interna y el Búnker en la fijación del Precio Spot, ya que en el 2012, si se analiza la fijación del Precio Spot por tecnología muestra que el 82.16% fue marginado por motores de combustión interna y al analizar la fijación del Precio Spot por tipo de combustible se observa que en un 82.12% fue fijado por Búnker.

Ciclo combinado Biomasa Carbón 0.00% 0.32% 5.48% Geotérmica Interconexión 0.00% México Diesel 1.57% 0.05% Hidro 10.47%

Gráfica 21. Fijación del precio spot por tecnología Interconexión México 1.57%

Turbinas de diésel 0.00%

Búnker 82.12%

En la gráfica 23 se aprecia la existencia de una clara relación entre el comportamiento del Precio Spot y los precios del diésel y el búnker.

Turbinas hidráulicas 10.47%

Turbinas de vapor 5.79%

Motores de combustión interna 82.16%

Gráfica 23. Promedios mensuales del precio spot y combustibles 200.00

160

180.00

140

160.00 120 100

120.00 100.00

80

80.00

60

60.00 40 40.00 20

20.00

Spot

26

Diésel

Búnker

br e m cie Di

br e m

br e tu Oc

vie No

Se

pt

iem

br e

to os Ag

lio Ju

o ni Ju

ay o M

ril Ab

zo ar M

Fe br

er En

er o

0 o

0.00

$/BBL

$/MWH

140.00

Informeestadístico 2013

En la gráfica 24 se presenta la curva de duración del Precio Spot. El Precio Spot máximo se mantu-

vo por una hora, y la mayor parte del año estuvo entre los 150 USD/MWh y 170 USD/MWh.

Gráfica 24. Curva de duración del Precio Spot 250

150

100

50

8521

8237

7953

7669

7385

7101

6817

6533

6249

5965

5681

5397

5113

4829

4545

4261

3977

3693

3409

3125

2841

2557

2273

1989

1705

1421

853

1137

569

1

0 285

$/MWH

200

Horas

27

Informeestadístico 2013

En la gráfica 25, se observa la participación en la fijación del Precio Spot de los diferentes generadores, siendo la central generadora Arizona la que durante el 2012 tuvo una mayor participación en la fijación del Precio Spot con 34.49%, se-

guida por Poliwat con un 14.59%. Es importante mencionar, que durante el 2011 también Arizona y Poliwat fueron las centrales generadoras que más participaron en la fijación del Precio Spot con un 26.83% y un 10.40% respectivamente.

40%

34.49%

Gráfica 25. Unidades o centrales que fijaron el precio spot (% de tiempo)

35%

30%

20%

14.59% 11.54%

% de tiempo

25%

15%

3.73% 3.45% 3.31% 3.04% 2.99% 2.62% 1.72% 1.67% 1.64% 1.64% 1.57% 1.48% 1.43% 1.14% 1.10% 1.09% 1.07% 0.91% 0.56% 0.50% 0.42% 0.34% 0.33% 0.31% 0.30% 0.25% 0.17% 0.17% 0.10% 0.07% 0.06% 0.06% 0.05% 0.02% 0.01% 0.01% 0.01% 0.01%

10%

5%

28

MATANZAS

TEXTILES DEL LAGO 5

PANAN

LA PERLA

CHOLOMA

SANTA TERESA

INGENIO PANTALEÓN 2

TEXTILES DEL LAGO 1

GENOR 4

LAS PALMAS 1

GEN. PROGRESO BUNKER

LA LIBERTAD

LOS ESCLAVOS

LAS PALMAS 3

ELECTROGENERACIÓN

PALO VIEJO

LAS PALMAS 5

SIDEGUA

GENOR

PUERTO QUETZAL

ARIZONA

0%

Informeestadístico 2013

Spot guatemalteco se mantuvo durante todo el 2012 por debajo de los Precios Spot de los otros países.

En la gráfica 26, se observa una comparación entre los Precio Spot de El Salvador, Panamá y Guatemala, pudiendo apreciar que el Precio

Gráfica 26. Comparativo de precios spot de energía 250

200

100

50

Guatemala

El Salvador

e

e

br m cie Di

No

vie

m

br

e Oc

tu

br

e br iem pt Se

Ag

os

to

lio Ju

o ni Ju

o ay M

Ab

ril

zo ar M

o er br Fe

er

o

0 En

$/MWH

150

Panamá

Cuadro 11. Comparativo de precios spot de la energía

$/MWH El Salvador (1)

Panamá (2)

Guatemala

Enero

179.95

193.72

124.35

Febrero

196.72

224.95

157.36

Marzo

210.44

221.83

167.92

Abril

206.91

210.06

164.84

Mayo

205.25

200.44

176.06

Junio

188.54

184.46

141.46

Julio

214.13

202.09

129.38

Agosto

179.72

175.31

129.77

Septiembre

175.43

185.75

127.22

Octubre

173.26

192.36

139.23

Noviembre

183.05

154.12

157.34

Diciembre

178.03

156.84

143.66

Promedio

190.95

191.83

146.55

(1) Fuente: Unidad de Transacciones, S.A. de C.V. (2) Fuente: Centro Nacional de Despacho Panamá

29

Informeestadístico 2013

2. Fenómenos

OCÉANO-ATMOSFÉRICOS Y SU INFLUENCIA EN EL RÉGIMEN HIDROLÓGICO Y GENERACIÓN

HIDROELÉCTRICA EN

GUATEMALA DURANTE EL AÑO 2012

31

Informeestadístico 2013

Para el desarrollo del presente análisis hidro-climático, se ha tomado como referencia los siguientes informes climatológicos y meteorológicos de distintas agencias nacionales e internacionales: I. Análisis mensual meteorológico (de mayo a octubre 2012). Publicados por el Instituto Nacional de Sismología, Vulcanología, Meteorología e Hidrología (INSIVUMEH).

II. El Niño/La Niña Hoy (Febrero, Mayo, Junio, Septiembre y Noviembre 2012). Publicados por la Organización Meteorológica Mundial (OMM).

III. “Summary of 2012 Atlantic Tropical Cyclone activity and verification of author´s seasonal and two-week forecast”. Publicado por Klotzbck, P. and Gray, W. en “The Tropical Meteorology Project, Department of Atmospheric Science, Colorado State University”.

IV. “Cold and warm episodes by season, Changes to the Oceanic Niño Index (ONI)”. Publicado por “National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), Climate Prediction Center, National Weather Service”.

2.1 Régimen de lluvias 2012 Las precipitaciones pluviales a nivel nacional durante la época de lluvia del año 2012, período comprendido entre los meses de mayo y octubre, registraron acumulados dentro del promedio histórico, sin embargo la variación en la distribución espacial y temporal de dichos eventos hizo que hubieran meses y regiones en que los respectivos valores estuvieran por debajo o por encima del promedio y por consiguiente la generación de cada central hidroeléctrica estuvo marcada por el mes y su ubicación geográfica dentro del territorio nacional.

De acuerdo al INSIVUMEH el mes de abril por ejemplo, fue un mes muy húmedo comparado con su promedio histórico, ya que se presentaron tres frentes fríos que alcanzaron la península de Yucatán así como sistemas de baja presión que resulta-

ron en altas precipitaciones principalmente en la región Sur, Meseta Central y Franja Transversal de Norte, donde se llegaron a registrar acumulados hasta 45% por encima del promedio histórico. De igual manera durante el mes de mayo alcanzaron acumulados arriba del 50% del promedio histórico de este mes. En general el primer trimestre de la temporada de lluvias estuvo marcado por altos registros de lluvias en el territorio nacional, con excepción del mes de junio que presentó déficit en ciertas regiones. Al igual el mes de agosto, fue influenciado por cuatro ondas tropicales y el paso de la Tormenta Tropical Ernesto, dando como resultado acumulado de lluvias por arriba del promedio en la mayor parte del territorio nacional.

Por el contrario hubo meses con déficit de lluvias, como lo fue el mes de julio que estuvo marcado por una canícula que se desarrolló entre el 10 y el 20, por lo cual terminó con acumulados por debajo del promedio histórico en la mayor parte del territorio nacional. Asimismo en septiembre no se presentó actividad ciclónica que afectara a Guatemala, lo cual hizo que este mes terminara con acumulados por debajo del promedio. Octubre fue un mes muy inestable, sin embargo los acumulados de lluvias fueron deficitarios, con excepción de la Boca Costa del Pacífico donde los acumulados de lluvias fueron mayores que el promedio histórico.

2.2 Fenómenos océanoatmosféricos La actividad climática y meteorológica en el territorio guatemalteco está influenciada por distintos fenómenos océano-atmosféricos y eventos de la circulación atmosférica global, que por teleconexiones influyen en la humedad, temperatura y presiones en distintas regiones del territorio nacional, regional y global. Por la ubicación geográfica de Guatemala entre los principales factores macro-climáticos (océano-atmosféricos) que inciden en el régimen de lluvias a nivel nacional se mencionan las actividades ciclónicas en las cuencas del Océano Atlántico, Caribe y Pacífico, El Niño Oscilación del Sur (ENOS) y la Zona de Convergencia Intertropical (ZCI).

33

Informeestadístico 2013

2.2.1

Actividad ciclónica 2012

La actividad ciclónica del Océano Atlántico comienza el 01 de junio y finaliza el 30 de noviembre de cada año. El año 2012 se caracterizó por tener un gran número de ciclones débiles formados en altas latitudes pero solamente un huracán intenso. Esta actividad se concentró principalmente en el noreste subtropical de Atlántico, mientras que el único huracán intenso “Sandy” se desarrolló en el Atlántico central hasta llegar a la costa Noreste de los Estados Unidos.

El Proyecto Meteorológico Tropical desarrollado por el Departamento de Ciencias Atmosféricas de la Universidad Estatal de Colorado, utiliza para medir la actividad ciclónica en el Atlántico Tropical dos índices, la Energía Ciclónica Acumulada (“ACE” por sus siglas en inglés) y la Actividad Neta Ciclónica Tropical1 (“NTC” por sus siglas en inglés), entre otras. Los promedios del ACE y del NTC son de 96 y 100 puntos respectivamente para el período 1950-2000. Durante el año 2011 los valores correspondientes a ACE y NTC fueron 125 y 137 respectivamente, mientras que para el 2012 fueron 129 y 121 respectivamente, sin embargo la ubicación donde se desarrolló dicha actividad durante este último año dentro de la cuenca del Atlántico tuvo poco influencia en el régimen de lluvias en el territorio nacional tal y como lo muestra la figura 27.

1

34

El ACE es una medida del potencial de destrucción de una tormenta y se define como la suma de cuadrados de la velocidad máxima para cada período de 6 horas durante su existencia. Mientras que el NTC incluye el número de tormentas, días de tormentas, número de huracanes, días de huracanes, número de huracanes intensos y días de huracanes intensos, es decir da un índice general de la actividad de huracanes en la cuenca del Océano Atlántico.

Informeestadístico 2013

Gráfica 27. Actividad ciclónica en la cuenca del Océano Atlántico y Caribe durante el año 2012

Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), National Hurricane Center (NHC).

Del total de 19 tormentas formadas durante el 2012 en las cuencas del Océano Atlántico y Caribe, solamente tres tuvieron efecto directo o indirecto en el incremento de lluvias a nivel nacional.

La primera fue la Tormenta Tropical “Ernesto”, ubicada aproximadamente a 400 kilómetros hacia el noreste de Izabal, tuvo efectos de bandas nubosas favoreciendo el incremento de lluvias del 6 al 9 de agosto sobre regiones del Norte, Caribe, Franja Transversal de Norte y regiones del Sur. Asimismo, el 16 de ese mes pasó una Onda Tropical originaria de la Depresión Tropical “Helen”, generando nublados parciales a totales con lluvias en la mayor parte del territorio nacional. La tercera fue la “Súper” Tormenta Sandy, que llegó a convertirse en Huracán, la cual se formó el 18 de

octubre en aguas del Mar Caribe al Suroeste de Jamaica. La amplia circulación ciclónica de este evento favoreció viento del Nordeste e ingreso de humedad sobre el territorio nacional, con lluvias y lloviznas importantes en regiones del Norte, Caribe y Franja Transversal del Norte.

Por otro lado la actividad ciclónica en el Pacífico reportó 17 tormentas totales, de las cuales únicamente la Tormenta Tropical “Carlotta” que se formó entre el 14 y 16 de junio provocó inestabilidad e ingreso de humedad de ambos litorales favoreciendo lluvias en áreas de Occidente, Sur-occidente y hacia el Norte del país. La actividad ciclónica en el Océano Pacífico durante el año 2012 se muestra en las figuras 28(a) y 28(b).

35

Informeestadístico 2013

Gráfica 28(a). Actividad ciclónica en la cuenca del Océano Pacífico durante el año 2012 en el período comprendido de mayo a agosto

Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), National Hurricane Center (NHC).

Gráfica 28(b). Actividad ciclónica en la cuenca del Océano Pacífico durante el año 2012 en el período comprendido de septiembre a octubre

Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), National Hurricane Center (NHC).

36

Informeestadístico 2013

2.2.2

El Niño Oscilación del Sur (ENOS)

rrolló, en el territorio de Guatemala se redujeron las precipitaciones pluviales además de la presencia de la Canícula o Veranillo. Una respuesta atmosférica es necesaria para que los efectos de El Niño tengan impactos globales. A partir del mes de octubre hasta el final del año las temperaturas en la superficie del mar disminuyeron y se mantuvieron correspondientes a condiciones neutras. En la gráfica 29 puede observarse cómo evolucionó el fenómeno de El Niño durante el año 2012 a partir de las temperaturas en promedio trimestral en la superficie del mar del Océano Pacífico Tropical en la región denominada Niño 3.4.

Las condiciones de La Niña en el Océano Pacífico Tropical se mantuvieron de débiles a moderadas desde octubre del 2011 hasta principios de abril del 2012, fecha en que las condiciones pasaron a una fase de transición en condiciones neutras (ni El Niño ni La Niña), las cuales se mantuvieron hasta junio. Entre julio y septiembre, las temperaturas del mar superficial en el Pacífico Tropical alcanzaron valores correspondientes a un evento débil de El Niño, aunque la respuesta atmosférica correspondiente a tal evento no se desa-

Gráfica 29. Evolución de las temperaturas en promedio trimestral en la superficie del mar del Océano Pacífico Tropical, en la región denominada Niño 3.4. Índice Oceánico de El Niño (ONI) 2001-2012 1

0.5

JFM

DJF

NDJ

OND

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JFM

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NDJ

OND

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°C

JFM

0

-0.5 2011

2012

2013

-1

-1.5

Trimestres

ONI

El Niño

La Niña

Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), Climate Prediction Center (CPC)

37

Informeestadístico 2013

La Administración Nacional Oceánica Atmosférica (NOAA por sus siglas en inglés) toma como principal índice para monitorear, evaluar y predecir el fenómeno de La Niña y El Niño, el Índice Oceánico del Niño (ONI por sus siglas en inglés).

Este índice mide las anomalías de las temperaturas en la superficie del mar del océano Pacífico en la región Niño 3.4, localizada en (5°N-5°S, 120°170°W). Dichas anomalías son medidas en promedios trimestrales, y es considerado un evento de La Niña si dichas anomalías son menores a -0.5°C del promedio y si prevalecen por cinco trimestres consecutivos o más. Por el contrario, cuando dichas anomalías tienen como valor 0.5°C o más por encima del promedio, es considerado un fenómeno de El Niño. El fenómeno de La Niña generalmente se presenta en Guatemala con temperaturas más bajas de lo normal y con precipitaciones pluviales por encima del promedio a nivel nacional, mientras que El Niño presenta lo contrario, temperaturas elevadas y precipitaciones por debajo del promedio.

debido a la proximidad nuevamente de la ZCI, lo cual tuvo como resultado acumulado de lluvias arriba del promedio en regiones del Sur del territorio nacional.

2.2.3

Analizando los caudales entrantes en los embalses de las centrales hidroeléctricas de Pueblo Viejo Chixoy (Chixoy), Jurún Marinalá y Aguacapa en la figuras 30(a), 30(b) y 30 (c), se puede observar que el año 2012 inició con caudales superiores al promedio histórico y a los caudales reportados durante el año 2011 (el cual fue un año con un episodio de La Niña), esto probablemente debido a que las lluvias generadas por la Depresión Tropical 12-E durante octubre del 2011 permitió que los mantos acuíferos se recargaran al final del mismo año, los cuales alimentaron los ríos en la época seca del 2012 durante los meses de enero a marzo. De manera similar se comportaron los meses de abril, mayo y junio, que además de ser influenciados por el fenómeno de La Niña, fueron afectados por frentes fríos, el acercamiento de la ZCI y la tercera Tormenta Tropical del Océano Pacífico, Carlotta, dando como resultados caudales por arriba del promedio histórico.

La Zona de Convergencia Intertropical (ZCI)

La Zona de Convergencia Intertropical (ZCI) es un cinturón que se forma a lo largo del Trópico y se debe a la confluencia de los vientos que soplan del Sureste con los del Noreste, que cargados de humedad forman sistemas de baja presión y nubosidad. La ZCI tiene un desplazamiento periódico el cual es inducido por los rayos solares, ubicándose sobre y bajo el ecuador durante el verano boreal y austral respectivamente. Durante el año 2012 este cinturón se ubicó sobre el territorio nacional provocando grandes acumulados de lluvias entre el 11 y el 23 de mayo. Asimismo, durante la segunda quincena del mes de junio bajas presiones asociadas al ZCI presentaron lluvias en la mayor parte del territorio nacional. Finalmente durante el mes de octubre el Pacífico se mantuvo muy inestable

38

2.3 Caudales entrantes a centrales hidroeléctricas Como se describe en la sección 2.1 las precipitaciones correspondientes al año 2012 tuvieron variaciones durante el desarrollo de la época de lluvia en las distintas regiones del territorio nacional, como resultado el comportamiento hidrológico de los ríos que alimentan a las distintas centrales hidroeléctricas tuvo similitud de acuerdo a su ubicación geográfica. Es decir, que la hidrología de las centrales hidroeléctricas ubicadas en la Boca Costa se comportó de una manera semejante, lo mismo sucedió con las centrales localizadas a lo largo de la Franja Transversal del Norte y por otro lado las ubicadas dentro de la Meseta Central.

Informeestadístico 2013

Gráfica 30(a). Caudales promedio (1979-2008) vrs Caudales 2011 y 2012, embalse Pueblo Viejo Chixoy Caudales entrantes en embalse Chixoy 400.0

Caudales (m3/s)

350.0

Promedio

300.0 250.0

2011

200.0 150.0 100.0

2012

50.0

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e Di cie

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En

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0.0

Gráfica 30 (b). Caudales promedio (1979-2008) vrs Caudales 2011 y 2012, embalse Aguacapa Caudales entrantes en embalse Aguacapa 20.0 18.0 Caudales (m3/s)

16.0 PROM

14.0 12.0

2011

10.0 8.0 6.0

2012

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0.0

Gráfica 30 (c). Caudales promedio (1979-2008) vrs Caudales 2011 y 2012, embalse Jurún Marinalá Caudales entrantes en embalse Jurún Marinalá 16.0

12.0

PROM

10.0 8.0

2011

6.0 2012

4.0 2.0

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0.0 En

Caudales (m3/s)

14.0

39

Informeestadístico 2013

acumulado de lluvias a nivel nacional, sin embargo en el 2012 estos valores fueron por debajo del promedio histórico.

Asimismo los caudales durante el mes de agosto fueron influenciados por cuatro ondas tropicales y el paso de la tormenta Tropical Ernesto, como consecuencia, acumulados de lluvias y caudales por arriba del promedio en la mayor parte del territorio nacional. Por el contrario, el mes de julio se presentó una canícula de diez días, la cual tuvo como resultados caudales por debajo del promedio histórico en la gran mayoría de las centrales hidroeléctricas, con excepción de Jurún Marinalá, la cual tiene como embalse el lago de Amatitlán cuyo principal afluente es el río Villalobos, el cual recibe aportes de aguas residuales de 13 municipios de Guatemala en el transcurso del año, y por consiguiente existe un aporte hidrológico constante. Septiembre fue otro mes deficitario, ya que no tuvo influencia ciclónica. Es importante mencionar que históricamente este mes es el segundo máximo de

Al evaluar los volúmenes de agua total escurridos durante el año 2012 en los embalses de las centrales Chixoy y Aguacapa, se puede observar en las gráficas 31(a) y 31(b), que los mismos estuvieron muy aproximados al promedio, con una ligera tendencia sobre dichos valores, tal y como era esperarlo, ya que fue un año con registros de lluvias dentro del promedio histórico. Sin embargo en el caso de Jurún Marinalá este valor fue muy por encima del promedio histórico, ver gráfica 31(c). Como fue descrito anteriormente, el incremento de la población y por consiguiente las descargas de aguas residuales en el río Villalobos, hace que los caudales del mismo sean más estables en épocas secas.

Gráfica 31(a). Volumen promedio (1979-2008) vrs volúmenes 2011 y 2012, embalse Pueblo Viejo Chixoy 4000.0

3500.0

3000.0

Hm3

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0

500.0

0.0

83

19

85

19

87

19

89

19

91

19

Volumen Acumulado

40

93

19

95

19

97

19

99

19

01

20

03

20

05

20

Promedio

io

ed

7

81

19

20 0

79

19

Pr

om

10

20

12

20

Informeestadístico 2013

Gráfica 31(b). Volumen promedio (1979-2008) vrs volúmenes 2011 y 2012, embalse Aguacapa 450.0 400.0 350.0 300.0

Hm3

250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 0.0

83

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

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19

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19

99

19

01

20

Volumen Acumulado

03

20

05

20

io

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07

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19

20

79

19

om

Pr

10

20

12

20

Promedio

Gráfica 31(c). Volumen promedio (1979-2008) vrs volúmenes 2011 y 2012, embalse Jurún Marinalá 300.0

250.0

150.0

100.0

50.0

0.0

81

19

83

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

Volumen Acumulado

95

19

97

19

99

19

01

20

03

20

05

20

io

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07

79

19

20

Hm3

200.0

Pr

om

10

20

12

20

promedio

41

Informeestadístico 2013

2.4 Generación hidroeléctrica 2012

Como puede observarse en las figuras 32(a), 32(b), 32(c), 32(d) y 32(e), a lo largo del primer semestre la energía por central hidroeléctrica fue mayor mensualmente en comparación con la del año 2011, ya que las condiciones climáticas eran favorables debido a la Depresión Tropical 12-E en octubre del 2011 y al episodio de La Niña presente. La excepción a esta tendencia de generación son las centrales hidroeléctricas de Chixoy y Aguacapa, la primera debido a que al tener un embalse de regulación anual la energía puede generar en ciertos momentos de acuerdo a los requerimientos de la demanda nacional del sistema y a las condiciones hidro-meteorológicas previstas. Mientras que la de Aguacapa, su generación fue muy baja durante los meses de febrero y marzo, ya que debido a trabajos de mantenimiento estuvo fuera de operación desde el 13 de febrero hasta el 23 de marzo.

Derivado de la distribución en el tiempo y en el espacio de las precipitaciones pluviales durante el año 2012 descritas en las secciones 2.1, 2.2 y 2.3, la generación hidroeléctrica tuvo un comportamiento proporcional, principalmente en las centrales hidroeléctricas con embalse de regulación diaria y las a filo de agua. Además, en el 2012 la generación energética a nivel nacional tuvo mayor participación de fuentes hidráulicas debido a la incorporación de nuevas centrales, como lo es el caso de Palo Viejo (87 MW), Santa Teresa (16.6 MW) y Choloma (9.7 MW), estas últimas dos con su primer año generando durante 12 meses.

Gráfica 32(a). Generación mensual central hidroeléctrica Chixoy 2011-2012 200.000 180.000 160.000

Generación GWh

140.000 120.000 CHIXOY 2011 100.000 CHIXOY 2012 80.000 60.000 40.000 20.000 0.000 ENE

42

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Informeestadístico 2013

Gráfica 32(b). Generación mensual central hidroeléctrica Aguacapa 2011-2012 50.000 45.000 40.000

Generación GWh

35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0.000 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGUACAPA 2011

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AGUACAPA 2012

Gráfica 32(c). Generación mensual central hidroeléctrica Jurún Marinalá 2011-2012 40.000 35.000

Generación GWh

30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0.000 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JURUN 2011

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

JURUN 2012

43

Informeestadístico 2013

Gráfica 32(d). Generación mensual central hidroeléctrica Xacbal 2011-2012 70.000

60.000

Generación GWh

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0.000 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

HIDROXACBAL 2011

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

HIDROXACBAL 2012

Gráfica 32(e). Generación mensual central hidroeléctrica Renace 2011-2012 50.000 45.000 40.000 35.000

Generación GWh

30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0.000 ENE

FEB

MAR

ABR

RENACE 2011

44

MAY

JUN

JUL

AGO RENACE 2012

SEP

OCT

NOV

DIC

Informeestadístico 2013

producción de energía durante el 2012. Las diferencias entre la energía total generada durante los años calendario y las épocas de lluvia, en los años 2011 y 2012, se debió a la variación hidrológica mensual, el ingreso de nuevas centrales hidroeléctricas y la salidas de operación de algunas durante eventos extremos como lo fue el caso de la Depresión Tropical 12-E, que dejó sin generar por varios días 232MW de potencia hidráulica instalada.

Sin embargo a partir del mes de julio con la llegada de la canícula y la transición del fenómeno La Niña a condiciones neutras, las precipitaciones se redujeron y por consiguiente la generación hidroeléctrica. Nuevamente la central Chixoy con su embalse de regulación anual tuvo la capacidad de seguir generando de acuerdo a la demanda del sistema nacional.

En general del total energía generada durante el año calendario (enero-diciembre) 2012, 50.96% fue generada a partir de energía hidráulica, mientras que durante la época de lluvia (mayo-octubre), la misma correspondió al 60.42%. Comparado con la generada en el año calendario y época de lluvia del 2011, las cuales fueron de 50.26% y 57.8% respectivamente, vemos que la producción total anual en el 2011 fue prácticamente la misma comparada con la del 2010, mientras que la generada durante la época de lluvia aumentó 2.62 puntos. En la sección 1 se describe en detalle cómo estuvo conformada la matriz energética y la

Al comparar los valores de la figura 33, entre el 2011 y el 2012 el Factor de Planta (FP) de 16 centrales hidroeléctricas, las cuales representan más del 93% de la potencia hidráulica instalada a nivel nacional, podemos observar que: (i) 12 presentaron pequeñas variaciones dentro del rango de 0 a ± 4 puntos porcentuales, (ii) dos presentaron un incremento superior a 10 puntos, Los Esclavos y El Recreo, las cuales fueron afectadas durante el 2011 por la Depresión Tropical 12-E, quedando fuera de operación, y (iii) dos disminuyeron 5.5 puntos, siendo estas Jurún Marinalá y Matanzas.

Gráfica 33. Factor de planta y generación anual de energía de centrales hidroeléctricas en Guatemala para los años 2011 y 2012

70.0

1400.00

60.0

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50.0

1000.00 40.0 800.00 30.0

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Generado 2011

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Generado 2012

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Generación GWH

1600.00

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FP % 2012

45

Informeestadístico 2013

Lo descrito en el párrafo anterior nos revela que un año con lluvias copiosas o eventos extremos debido a la actividad ciclónica o el fenómeno de La Niña, no significa necesariamente un año con la máxima generación de energía, esto debido a que el incremento de arrastre de sedimentos e

46

inundaciones pueden afectar la infraestructura de ciertas centrales hidroeléctricas dejándolas fuera de operación en algunos casos. Además, los efectos derivados de estos eventos pueden tener por consiguiente el incremento de los costos de Operación y Mantenimiento.

Informeestadístico 2013

3. Demanda

DE POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA DEL SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO (SNI) DE GUATEMALA

47

Informeestadístico 2013

3.1 Análisis de la demanda de potencia y energía eléctrica

que las condiciones de la sociedad moderna así lo requieren, consecuentemente la energía eléctrica se ha convertido en uno de los principales motores de desarrollo para el país.

Desde sus inicios, el Sistema Nacional Interconectado (SIN) ha experimentado un constante crecimiento de la demanda de potencia y energía eléctrica, con excepción de los años 1982, 2008 y 2010. El hecho que la demanda de potencia y energía eléctrica crezcan año con año, se debe a

A continuación la gráfica número 34 muestra el comportamiento de la demanda histórica de potencia y energía del SNI, tomando en cuenta el período comprendido del año 1961 al 2012. La gráfica muestra un crecimiento constante la mayor parte del tiempo.

1,800

8,000

1,600

7,000

1,400

6,000

1,200

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600

2,000

400

1,000

200

Energía

De la gráfica anterior, se puede observar que de 1961 a 1981 el requerimiento de potencia tuvo un crecimiento constante que en promedio fue de 8.65%, en los años 1965 y 1977 donde se observó un crecimiento considerable de 18.42% y 15.47% respectivamente; por el contrario en los años 1971 y 1980 el crecimiento aumentó por debajo del promedio con un 2.52% y 2.79% respectivamente.

De 1982 a 1995, el crecimiento interanual promedio fue de 6.22%, sin embargo cabe mencionar que en el año 1982 el requerimiento de potencia disminuyó considerablemente en un 5.98%, posiblemente por el difícil momento político y so-

2009

2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

1979

1977

1975

1973

1971

1969

1967

1965

1963

1961

0

MW

9,000

2011

GWH

Gráfica 34. Demanda histórica de potencia y energía del SNI

0

Potencia

cial que vivía Guatemala en ese momento con un golpe de estado militar y un conflicto armado interno en uno de sus puntos más álgidos. En 1987, se hace notar nuevamente una tendencia de crecimiento de un 10.73%, debido a que la economía se empieza a estabilizar con la llegada de un nuevo gobierno elegido democráticamente.

En 1996, se emite la Ley General de Electricidad, suceso que se cataloga de mucha importancia para el subsector eléctrico de Guatemala, a partir de este año en donde se reforma el subsector eléctrico, se observa nuevamente un crecimiento sostenido de la demanda potencia y energía. Es hasta el 2009, que debido a la crisis económica mundial que se 49

Informeestadístico 2013

generó en el 2008 impactando la región, que el requerimiento de potencia disminuyó a un 0.94%, y para el año 2010 la disminución fue de 0.31%. Para el año 2011, la economía se empieza a estabilizar nuevamente y el crecimiento promedio interanual del requerimiento de potencia fue de 4.42%.

La gráfica 35 muestra la demanda máxima de potencia del SIN y su crecimiento interanual para el período comprendido del 2006 al 2012.

Gráfica 35. Demanda máxima anual de potencia SNI (MW) 2006-2012 y crecimiento porcentual anual de la demanda de potencia 1,550

8% 7%

1,500

6% 5%

1,450 GWH

4% 3%

1,400

2% 1%

1,350

0% -1%

1,300

-2% 2006

2007

2008

2009

Demanda Máxima SNI

De acuerdo con los datos que muestra la gráfica anterior, se puede observar una tendencia al alza en la demanda máxima del SNI. Para el 2012 dicho crecimiento fue de 2.80%, año en que la misma fue de 1,532.97 MW. El crecimiento de la demanda máxima de potencia entre el 2006 y el 2007 muestra su mayor pico con un 7.17%, y entre los años 2008 y 2009 se observa el menor crecimiento con un 0.93%.

Las gráficas 36 y 37 muestran que tanto la demanda de potencia como la demanda de energía tienen correlación con el Producto Interno Bruto (PIB), es decir que el crecimiento del PIB se ve reflejado por el consumo de potencia y energía eléctrica, por lo tanto cuando el PIB se incrementa también existe un incremento en la demanda de potencia y energía (opuesta cuando la p y la e aumenta el PIB también).

50

2010 Crecimiento anual

2011

2012

Informeestadístico 2013

Gráfica 36. Demanda de potencia - PIB 1,600

220,000

1,500 200,000

180,000

MW

1,300

1,200

160,000

1,100

Millones de quetzales

1,400

140,000 1,000 120,000

900

800

100,000 2001

2002

2003

2004

2005

2006

Potencia

2007

2008

2009

2010

2011

2012

PIB a precios del 2001

Gráfica 37. Demanda de energía - PIB 8,800

220,000

8,300 200,000 7,800

GWH

6,800

160,000

6,300

Millones de quetzales

180,000 7,300

140,000 5,800 120,000 5,300

4,800

100,000 2001

2002

2003

2004 Energía

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

PIB a precios del 2001

51

Informeestadístico 2013

cimiento interanual de la demanda de potencia y de energía.

Existe una serie de factores en la actividad económica que pueden influir sobre el crecimiento de la demanda de potencia y energía del SNI, entre los cuales se pueden mencionar: la estabilidad en el nivel general de precios, estabilidad en el tipo de cambio, fortalecimiento del mercado interno, desempeño de la política fiscal, precio internacional del petróleo, precios de los combustibles, niveles de las tasas de interés (internas y externas), entre otros.

En la gráfica 37 se puede observar que la demanda de energía se incrementó en 3.08% con respecto a la del año 2011. La gráfica 36 que corresponde a la demanda de potencia, muestra un incremento de 2.80% para el 2012 en comparación con la observada en el 2011.

En la gráfica 38, se puede observar que el factor de carga para la mayor parte del año tuvo una tendencia al alza, lo cual indica que hubo un uso más eficiente del –SNI–.

Como se puede observar en las gráficas anteriores, existe una relación directa entre el PIB y la demanda de potencia y energía, ya que si la actividad económica del país se encuentra en aumento esta demanda también tiene una tendencia al alza del PIB. Es importante mencionar que muchas de las proyecciones que se realizan sobre el crecimiento económico que se espera en el país, se hacen en base a las series del cre-

Es muy importante mencionar que el factor de carga representa la proporción en la que se usa la capacidad instalada del –SNI– y de acuerdo a los datos que muestra la gráfica 39 el mismo para el año 2012 tuvo un cremento con respecto al año 2011.

Gráfica 38. Factor de carga mensual del SNI años 2011 y 2012 70% 69% 68% 67% 66% 65% 64% 63% 62%

AÑO 2011

52

AÑO 2012

e br m cie Di

m

br

e

e No vie

br Oc tu

e br iem Se pt

os to Ag

lio Ju

o Ju ni

o ay M

ril Ab

ar zo M

o er Fe br

En

er

60%

o

61%

Informeestadístico 2013

De acuerdo al comportamiento del factor de carga durante el año 2012, que muestra la gráfica anterior, se puede indicar que diciembre fue el mes con el menor valor siendo de 0.6372; el mes con el mayor valor fue agosto con un 0.6905. Para el año 2011 el promedio del mismo fue de 0.6660 y para el año 2012 fue de 0.6688, lo cual indica el

uso del –SNI– mejoró ya que el crecimiento del factor de carga del 2011 respecto del 2012 fue de 0.0027.

La gráfica número 39, muestra el consumo anual de energía y su crecimiento para el período comprendido del 2006 al 2012.

Gráfica 39. Consumo total anual de energía SNI (GWh) 2006-2012 y crecimiento porcentual anual del consumo de energía 9000

12%

8500 10% 8000

GWH

7000

6%

%

8%

7500

6500 4% 6000 2%

5500 5000

0% 2006

2007

2008

2009

2010

Consumo SNI

De acuerdo con los datos que presenta la gráfica anterior, el consumo total anual de energía del – SNI– muestra para el año 2007 un máximo crecimiento de 10.33%, mientras que para el año 2008 muestra su menor crecimiento con un 0.04%. El consumo de energía para el año 2012 fue de 8361.46 GWh y el crecimiento que hubo entre los años 2011 y 2012 corresponde a 3.08%.

En la gráfica 40, se observa que el consumo total de energía del –SNI– durante el año 2012 asciende a 8,361.46 GWh, de los cuales el 94.15% corresponde al consumo de energía, el 3.65% fueron pérdidas y el 2.20% corresponde a la energía exportada.

2011

2012

Crecimiento anual

Gráfica 40. Consumo total de energía EXPORTACIONES 2.20% PÉRDIDAS 3.65%

SIN 94.15%

53

Informeestadístico 2013

3.2 Demanda de potencia y energía eléctrica en el Mercado Mayorista El Mercado Mayorista –MM–, es el conjunto de operaciones de compra y venta de bloques de potencia y energía que se efectúan entre agentes del mercado.

El despacho de las unidades de generación debe ser a mínimo costo y debe considerar como demanda a cubrir la correspondiente a los Participantes Consumidores y como oferta a despachar la correspondiente a los Participantes Productores. Cabe mencionar que los Participantes Consumidores para propósitos de coordinación operativa y comercial, son los Distribuidores, Comercializadores, Exportadores y Grandes Usuarios y los Participantes Productores son los Generadores, Comercializadores e Importadores.

La legislación vigente establece los mecanismos y procedimientos comerciales y operativos para que la demanda pueda ser abastecida al menor costo, cumpliendo con los requisitos de calidad y garantía del suministro. De esa cuenta, con el objetivo de establecer un balance entre la demanda y la oferta de energía eléctrica en el corto y largo plazo y de dar una señal económica que permita alcanzar el objetivo de garantía de suministro, la legislación vigente establece la obligación de contratación anticipada de la capacidad (potencia), asociada al suministro eléctrico por parte de los Participantes Consumidores del –MM–.

3.2.1 Potencia El Distribuidor, Gran Usuario y Exportador están obligados a cubrir la totalidad de su Demanda Firme mediante contratos de potencia que estén respaldados plenamente con Oferta Firme Eficiente.

Es decir que el requerimiento mínimo de potencia que los Participantes Consumidores deben contratar, es el equivalente a su Demanda Firme.

Se conoce como Demanda Firme a la Demanda de potencia calculada por el Administrador del 54

Mercado Mayorista, que debe ser contratada por cada Distribuidor o Gran Usuario. Esta demanda de Potencia del consumidor será la coincidente con la Demanda Máxima Proyectada para el –SNI– y deberá tenerla cubierta mediante contratos de potencia, en el Año Estacional correspondiente.

Es importante y necesario contratar la Demanda Firme, debido a que con esto se asegura cubrir sus necesidades de consumo cuando el –SNI– está operando en condiciones de máxima demanda, es decir que cuando se tenga la Demanda Máxima del Sistema, ésta pueda ser cubierta sin ningún riesgo.

3.2.2 Energía Los requerimientos de energía de los Participantes Consumidores pueden ser cubiertos mediante contratos a término donde las partes estipulan las cantidades, plazos y precios, o pueden ser cubiertos a través del Mercado de Oportunidad de la Energía, donde los precios se fijan horariamente y las cantidades de energía a comprar en este mercado corresponden a la demanda del Participante Consumidor.

Cada Participante Consumidor, cuenta así con los mecanismos que le permiten cubrir sus requerimientos de potencia y de energía en el –MM–, debiendo informar al AMM las modalidades de abastecimiento que haya seleccionado de acuerdo a los contratos tipo habilitados en el –MM– mismo para tales efectos. Con dicha información el AMM puede asignar y liquidar las transacciones de energía y potencia de los Participantes del Mercado.

Informeestadístico 2013

3.3 Requerimientos de potencia y energía eléctrica de los Participantes Consumidores en el Mercado Mayorista durante el 2012

den: Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. (EEGSA), Distribuidora de Occidente, S.A. (DEOCSA) y Distribuidora de Oriente, S.A. (DEORSA). a. Requerimiento de energía para el año 2012 Para dar cumplimiento al Decreto 96-2000 del Congreso de la República de Guatemala, “Ley de la tarifa social para el suministro de energía eléctrica”, los usuarios del servicio de distribución final son clasificados en dos grandes grupos, en función que su consumo exceda o no de 300 kWh al mes. Los usuarios con consumo mensual igual o menor a 300 kWh entran en el grupo de usuarios afectos a la “tarifa social” para el suministro de energía eléctrica, y los que excedan de 300 kWh quedan fuera de dicha categoría y constituyen el grupo de “tarifa no social”. A cada uno de estos dos grupos de usuarios del servicio de distribución final de cada Distribuidor, le corresponde una Demanda Firme y Demanda Firme Efectiva que debe cubrirse mediante contratos de potencia con Oferta Firme Eficiente de los generadores, así como un consumo de energía asociado.

Los Participantes Consumidores representan el mayor porcentaje del total de la demanda de energía y potencia del –SNI–, en las siguientes gráficas se presentan los resultados sobre los requerimientos de potencia y energía eléctrica durante el periodo correspondiente al año 2012.

3.3.1 Distribuidores Los Distribuidores son Agentes del –MM– con personería individual o jurídica, que poseen o son titulares de instalaciones destinadas a distribuir comercialmente energía eléctrica y que poseen un mínimo de quince mil usuarios. En el –MM– guatemalteco realizan transacciones tres Distribuidoras, cuyas áreas de concesión comprenden las regiones central, occidental y oriental-norte del país; estas tres Distribuidoras son, en ese or-

La gráfica 41 muestra la energía total mensual demandada (Tarifa Social y No Social), que corresponde a los Distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA durante el periodo 2012.

Gráfica 41. Energía total demandada (tarifa social y no social) 300

250

GWH

200

150

100

50

0

Jan-12

Feb-12

Mar-12 DEOCSA

Apr-12

May-12

Jun-12 DEORSA

Jul-12

Aug-12

Sep-12

Oct-12

Nov-12

Dec-12

EEGSA

55

Informeestadístico 2013

Para analizar la gráfica anterior, se iniciará por indicar que el consumo promedio mensual de EEGSA correspondiente al año 2012 fue de 253.93 GWh, lo que equivale a un 3% más de consumo promedio mensual de energía en comparación con el que se observó en el 2011. Para DEOCSA el consumo promedio mensual de energía para el 2012 fue de 114.04 GWh, siendo un 6% mayor al consumo promedio mensual del año 2011. Por su parte DEORSA tuvo un consumo promedio mensual de energía de 85.07 GWh, lo que equivale a un 4% de crecimiento con respecto al consumo promedio mensual observado en el 2011.

En el periodo del año 2012, EEGSA consumió un total de 3,047.21 GWh, DEOCSA 1,368.14 GWh y DEORSA 1,020.82 GWh. Los meses identificados con un consumo máximo de energía por parte de los Distribuidores, son octubre para EEGSA, diciembre para DEOCSA y mayo para DEORSA. A continuación las gráficas 42 y 43 presentan la energía demandada de cada distribuidor, que corresponden a la Tarifa Social y No social respectivamente, los valores están registrados mensualmente y corresponden al 2012.

Gráfica 42. Energía demandada Tarifa Social 120

100

GWH

80

60

40

20

0 Jan-12

Feb-12

Mar-12

DEOCSA

56

Apr-12

May-12

Jun-12

DEORSA

Jul-12

Aug-12

Sep-12

EEGSA

Oct-12

Nov-12

Dec-12

Informeestadístico 2013

La gráfica 42 muestra el consumo promedio mensual de los usuarios que están dentro de la Tarifa Social de EEGSA durante el año 2012, dicho consumo promedio fue de 98.94 GWh, lo que equivale a 13.52% mayor al promedio mensual del año 2011. Para los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social de DEOCSA durante el año 2012, el promedio mensual fue de 61.41 GWh y para los de DEORSA el promedio mensual fue de 41.60 GWh, siendo un 7.98% y 9.36% respectivamente, superior al consumo reportado en el año 2011.

El consumo total de energía de los usuarios de Tarifa Social de EEGSA correspondiente al año 2012, fue de 1,187.24 GWh, el de DEOCSA fue de 736.98 GWh y el de DEORSA fue de 499.22 GWh. El total de energía consumida por los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social de las distribuidoras fue de 2,423.43 GWh, representado un 10.92% de crecimiento respecto al que estos usuarios mostraron durante el año 2011.

Gráfica 43. Energía demandada Tarifa No Social 180

160

140

120

GWH

100

80

60

40

20

0 Jan-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12 DEOCSA

May-12

Jun-12

Jul-12

DEORSA

La gráfica 43 muestra el consumo promedio mensual de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa No Social para EEGSA durante el año 2012, dicho consumo fue de 155 GWh, lo que equivale a una reducción del 3.08% respecto al promedio mensual del año 2011. Para DEOCSA fue de 52.60 GWh, siendo un 2.75% mayor al que hubo en el año 2011. Para DEORSA fue de 43.47 GWh, siendo un 0.11% inferior al que fue reportando durante el año 2011.

Aug-12

Sep-12

Oct-12

Nov-12

Dec-12

EEGSA

El consumo total de energía de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa No Social de EEGSA en el periodo correspondiente al año 2012 fue de 1,859.98 GWh, el de DEOCSA fue de 631.16 GWh, y el de DEORSA 521.61 GWh. El consumo total de energía de los usuarios de la Tarifa No Social de las distribuidoras durante el 2012 fue de 3,012.74 GWh, lo que equivale a una reducción de un 1.40% respecto al observado en el año 2011.

57

Informeestadístico 2013

En la gráfica 44 se observa un comparativo de demanda de energía de la Tarifa Social y No Social de las tres distribuidoras para los años 2011 y 2012.

Gráfica 44. Comparativo de demanda de energía Distribuidores 2011-2012 2500

GWH

1500

1,859.98

1,919.41

2000

1,187.24

1,045.88 521.61

522.25

499.22

456.45

631.16

614.24

736.98

500

682.43

1000

0 DEOCSA (Tarifa social)

DEOCSA (Tarifa no social)

DEORSA (Tarifa Social) 2011

Los resultados de la gráfica muestran que para el 2012 hubo un mayor consumo de energía en comparación con el periodo del año 2011, con excepción de los usuarios de la Tarifa no Social de EEGSA y de DEORSA. La gráfica 45, muestra que EEGSA durante el periodo 2012, compró en el Mercado Spot el 28% de la energía utilizada para cubrir el consumo de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social.

58

DEORSA (Tarifa no social)

EEGSA (Tarifa Social)

EEGSA (Tarifa no social)

2012

Gráfica 45. Compras de energía 2012 EEGSA Tarifa Social

Compra spot 28%

Energía anual: 1,187.24 GWh

Energía comprada en contratos 72%

Informeestadístico 2013

La gráfica número 46 muestra que DEOCSA durante el periodo 2012, compró en el Mercado Spot el 7% de la energía utilizada para cubrir el consumo de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social.

Gráfica 46. Compras de energía 2012 DEOCSA Tarifa Social Compra spot 7%

Energía anual: 778.06 GWh

la Ley General de Electricidad, son asignados a la Tarifa No Social de la distribuidora, la Tarifa No Social de EEGSA en algún momento resulta sobre-contratada y la distribuidora se puede convertir en vendedora en el Mercado Spot. En la gráfica 48 se observa que durante el periodo 2012 EEGSA compró en el Mercado Spot el 6% de la energía utilizada por los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa No Social y vendió en el Mercado Spot el 13% de la energía producida por los contratos existentes que están asignados para cubrir la Tarifa No Social.

Gráfica 48. Compras de energía 2012 EEGSA Tarifa No Social Venta spot 13%

Energía comprada en contratos 93%

Compra spot 6%

La gráfica 47 muestra que DEORSA durante el periodo 2012, compró en el Mercado Spot el 8% de la energía utilizada para cubrir el consumo de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social.

Gráfica 47. Compras de energía 2012 DEORSA Tarifa Social Compra spot 8%

Energía anual: 1,859.98 GWh

Energía anual: 504.92 GWh

Energía comprada en contratos 81%

Durante el año 2012, DEOCSA compró en el Mercado Spot el 8% de la energía utilizada para cubrir el consumo de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa No Social, tal y como se puede observar en la gráfica número 49.

Gráfica 49. Compras de energía 2012 DEOCSA Tarifa No Social Compra spot 8%

Energía anual: 631.16 GWh

Energía comprada en contratos 92%

Energía comprada en contratos 92%

Debido a que los “contratos existentes”, que fueron suscritos por EEGSA previo a la vigencia de 59

Informeestadístico 2013

b. Requerimiento de potencia de las distribuidoras para el año 2012

Durante el 2012, DEORSA compró en el Mercado Spot el 28% de la energía utilizada para cubrir el consumo de los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa No Social, tal y como se puede observar en la gráfica 50.

La gráfica 51 muestra la Demanda Firme Efectiva Total de potencia que las tres distribuidoras consumieron durante el año 2012.

Gráfica 50. Compras de energía 2012 DEORSA Tarifa No Social Energía anual: 521.61 GWh Compra spot 28%

Energía comprada en contratos 72%

Gráfica 51. Demanda Firme Efectiva Total (Tarifa Social y No Social, incluyendo CAD) 700

600

500

MW

400

300

200

100

0 ene-12

feb-12

mar-12

abr-12

may-12

jun-12

jul-12

ago-12

DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE OCCIDENTE, S.A. (con CAD) DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE ORIENTE, S.A. (con CAD) EMPRESA ELÉCTRICA DE GUATEMALA, S.A. (con CAD)

60

sep-12

oct-12

nov-12

dic-12

Informeestadístico 2013

De acuerdo con los datos presentados en la gráfica anterior el promedio mensual de la Demanda Firme Efectiva de EEGSA durante el periodo 2012, fue de 560.19 MW, identificando a julio como el mes de menor requerimiento de potencia, el cual fue de 550.51 MW y a diciembre como el mes de mayor requerimiento de potencia con 578.12 MW.

Para DEORSA el promedio mensual de la Demanda Firme Efectiva durante el periodo 2012, fue de 219.39 MW, siendo noviembre el mes de menor requerimiento de potencia, el cual fue de 210.03 MW y diciembre identificado como el de mayor requerimiento con 242.13 MW.

El promedio mensual de la Demanda Firme Efectiva para DEOCSA durante el periodo 2012, fue de 325.36 MW, siendo agosto el mes de menor requerimiento de potencia con 312.95 MW y a diciembre como de mayor requerimiento de potencia con 353.92 MW.

De acuerdo a la gráfica 52, se puede observar la Demanda Firme Efectiva que las distribuidoras tuvieron durante el periodo 2012, para la Tarifa Social.

Gráfica 52. Demanda Firme Efectiva Tarifa Social (incluye CAD) 250

200

MW

150

100

50

0 Jan-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12

May-12

Jun-12

Jul-12

Aug-12

Sep-12

Oct-12

Nov-12

Dec-12

DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE OCCIDENTE, S. A. (CONSUMO TARIFA SOCIAL) DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE ORIENTE, S. A. (CONSUMO TARIFA SOCIAL) EMPRESA ELÉCTRICA DE GUATEMALA, S.A. (TARIFA SOCIAL)

Los datos de la gráfica anterior muestran que el promedio mensual de la Demanda Firme Efectiva de la Tarifa Social de EEGSA durante el periodo 2012 fue de 221.32MW, para DEOCSA fue de 193.84 MW y para DEORSA 115.37 MW. Para EEGSA, octubre fue el mes de máximo requerimiento de potencia para la Tarifa Social con 225.02 MW,

para DEOCSA diciembre con 204.23 MW y asimismo para DEORSA, fue diciembre con 121.35 MW. De acuerdo a la gráfica 53, se puede observar la Demanda Firme Efectiva que las distribuidoras tuvieron durante el periodo 2012, para la Tarifa No Social.

61

Informeestadístico 2013

Gráfica 53. Demanda Firme Efectiva Tarifa No Social (incluye CAD) 400 350 300

MW

250 200 150 100 50 0 Jan-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12

May-12

Jun-12

Jul-12

Aug-12

Sep-12

Oct-12

Nov-12

Dec-12

DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE OCCIDENTE, S.A. DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE ORIENTE, S.A. EMPRESA ELÉCTRICA DE GUATEMALA, S.A.

Durante el 2012 el promedio mensual de la Demanda Firme Efectiva de EEGSA para la Tarifa No Social fue de 338.86 MW, para DEOCSA fue de 131.51 MW y para DEORSA 104.02 MW. Con respecto al mes de máximo requerimiento de potencia para la Tarifa No Social de EEGSA fue el mes de diciembre con 357.27

62

MW, para DEOCSA fue noviembre con 153.63 MW y para DEORSA diciembre con 120.78 MW. En las gráficas 54 y 55 se puede observar la Demanda Firme Efectiva mensual que cada distribuidora tuvo durante los años 2011 y 2012.

Informeestadístico 2013

Gráfica 54. EEGSA: Demanda Firme Efectiva Tarifa Social y No Social / comparativo 2011-2012

563.90 560.83

544.91

565.73

573.99 554.42

553.84 546.60

550.50 542.05

557.49

564.19 546.10

543.71

543.26

545.26

MW

560

553.74

557.38

558.45

559.28

562.03

570

565.39

580

550

580.02 578.12

590

540

530

520

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

EEGSA (con CAD) 2011

Julio

Agosto

Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

EEGSA (con CAD) 2012

Gráfica 55. DEOCSA: Demanda Firme Efectiva Tarifa Social y No Social / comparativo 2011-2012 366.89

380

353.92

370

328.49 321.12

322.61 313.38

307.46 312.95

312.74 319.41

315.24

326.76 312.14

324.80 308.48

306.47

310

305.93

320

312.00

MW

330

309.10

323.59

340

325.65

333.59

350

324.61

340.16

360

300 290 280 270 Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

DEOCSA (con CAD) 2011

Junio

Julio

Agosto

Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

DEOCSA (con CAD) 2012

63

Informeestadístico 2013

Gráfica 56. DEORSA: Demanda Firme Efectiva Tarifa Social y No Social / comparativo 2011-2012 237.53 242.13

250

225.86 218.28 215.49 Octubre

210.03

216.36 215.41 Septiembre

206.59

217.00

217.43

216.13

213.60

208.41 212.85

206.16

210

207.44

MW

209.90

220

213.90 216.25

218.02

219.19

230

222.16

226.70

240

200

190

180 Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

DEORSA (con CAD) 2011

Agosto

Noviembre Diciembre

DEORSA (con CAD) 2012

De acuerdo con los datos que se observan en las gráficas anteriores, se identificó que el requerimiento de potencia de EEGSA en el 2012 fue mayor que en el 2011 de enero a agosto y menor de septiembre a diciembre; que el requerimiento de DEOCSA en el 2012 fue mayor que en el 2011 de enero a septiembre y menor de octubre a diciembre; y que el de DEORSA en el 2012 fue mayor que en el 2011 de enero a agosto y en diciembre, y menor de septiembre a octubre.

De acuerdo a la legislación vigente en el puede haber Grandes Usuarios Participantes y Representados. El Gran Usuario con Representación es aquel que celebra un Contrato de Comercialización con un Comercializador, siendo este el responsable de su participación en el –MM–. El Gran Usuario Participante es el que participa directamente en el –MM–.

3.3.2 Grandes Usuarios

La demanda de energía de los Grandes Usuarios (participantes y representados) durante el periodo 2012 fue de 2,342.15 GWh, lo que representa un incremento de 1.13% en comparación con el año 2011. De acuerdo a la gráfica 57 del total de energía consumida por los Grandes Usuarios durante el 2012, el 4.17% fue consumida por los Grandes Usuarios Participantes y el 95.83% por los Grandes Usuarios Representados.

Los Grandes Usuarios son Participantes del Mercado Mayorista cuya demanda de potencia excede el límite estipulado en el Reglamento de la Ley General de Electricidad; actualmente ese límite es de 100 kW. El Gran Usuario tiene la característica que el precio de la electricidad que consume no está sujeto a regulación, es decir, no es fijado por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica CNEE, y que las condiciones de su suministro son pactadas libremente con el suministrador.

64

Julio

a. Requerimiento de energía para el año 2012

Informeestadístico 2013

Gráfica 57. Demanda de energía de Grandes Usuarios (enero-diciembre 2012) GU Participantes 4.17%

Consumo total del año: 2,342.15 GWh

rios de un 1.13% durante el 2012 en comparación con el 2011.

Gráfica 58. Comparativo de demanda de energía de los Grandes Usuarios 2011-2012 2,500

2,315.99 2,342.15

2,169.32 2,244.46

GWH

2,000

GU Representados 95.83%

1,500 1,000 500 0

146.68 97.70 GU Representados

GU Participantes 2011

b. Evolución del requerimiento de energía Para poder medir la evolución del requerimiento de energía de los Grandes Usuarios, la gráfica 58 muestra un comparativo de los años 2011 y 2012, observándose que hubo un incremento del consumo de energía de los Grandes Usua-

2012

Energía total consumida por GU

La gráfica 59 muestra el porcentaje de energía que los comercializadores demandaron durante el periodo 2012, en representación de los Grandes Usuarios, siendo Comercializadora Eléctrica de Guatemala, S.A., la que presenta mayor porcentaje de demanda de energía, el cual es de 45.63%.

Gráfica 59. Demanda de energía por Comercializador año 2012 (Grandes Usuarios con representación) COMERCIALIZADORA DE ELECTRICIDAD CENTROAMERICANA, S.A. 1.89%

COMERCIALIZADORA ELÉCTRICA DE GUATEMALA, S.A. 45.63%

COMERCIALIZADORA ELÉCTRICA DEL PACÍFICO, S. A. 2.98% CENTRAL COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, S.A. 7.22% BROKER ENERGY COMPANY, S. A. 0.27% SOLARIS GUATEMALA, S. A. 0.46% RECURSOS GEOTÉRMICOS, S.A. 2.46% POLIWATT LIMITADA 0.00% MAYORISTAS DE ELECTRICIDAD, S.A. 5.12%

GEOCONSA ENERGY, S.A. 5.81%

COMERCIALIZADORA ELECTRONOVA, S.A. 21.63%

COMERCIALIZADORA GUATEMALTECA MAYORISTA DE ELECTRICIDAD S.A. 4.35% EXCELERGY, S.A. CONTRATACIONES ELÉCTRICAS, S. A. (PC) 0.46% 0.40% ECONOENERGÍA, S. A. 1.32%

65

Informeestadístico 2013

La gráfica 60 muestra el consumo de energía de cada uno de los comercializadores en representación de sus grandes usuarios, estos datos están identificados por cada mes del año 2012.

Gráfica 60. Demanda mensual de energía por Comercializador (Grandes Usuarios con representación) 250

200

GWH

150

100

50

0

Jan-12

Feb-12

Mar-12

May-12

Jun-12

Jul-12

Aug-12

Sep-12

Oct-12

SOLARIS GUATEMALA, S. A.

RECURSOS GEOTÉRMICOS, S.A.

POLIWATT LIMITADA

MAYORISTAS DE ELECTRICIDAD, S.A.

GEOCONSA ENERGY, S.A.

EXCELERGY, S.A.

ECONOENERGÍA, S. A.

CONTRATACIONES ELÉCTRICAS, S. A. (PC)

Nov-12

Dec-12

COMERCIALIZADORA GUATEMALTECA MAYORISTA DE ELECTRICIDAD S.A.

COMERCIALIZADORA ELECTRONOVA, S.A.

COMERCIALIZADORA ELÉCTRICA DEL PACÍFICO, S. A.

COMERCIALIZADORA ELÉCTRICA DE GUATEMALA, S.A.

COMERCIALIZADORA DE ELECTRICIDAD CENTROAMERICANA, S.A.

CENTRAL COMERCIALIZADORA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, S.A.

BROKER ENERGY COMPANY, S. A.

66

Apr-12

Informeestadístico 2013

4. Aspectos

RELEVANTES DEL

MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD 67

Informeestadístico 2013

4.1 Servicios complementarios

4.1.1 Reserva Rodante Operativa (RRO)

Los servicios complementarios, son los requeridos para que el –SNI– opere con los niveles de calidad y seguridad establecidos en la normativa vigente. Están conformados por reservas de energía y potencia destinadas a la regulación de frecuencia eléctrica y a la compensación de los desbalances existentes entre la demanda y producción de energía/potencia en tiempo real.

Se define como Reserva Rodante Operativa a la fracción de la capacidad de una unidad generadora que está sincronizada al sistema de potencia, pero que no está asignada a la producción de energía. La RRO tiene como finalidad que la unidad generadora participe en la regulación secundaria y que esté disponible para otros requerimientos operativos. Cuando hay un desbalance entre la generación y la carga, la RRO permite llevar nuevamente a las máquinas que realizan la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) a los valores asignados por el despacho, anulando los desvíos medios de frecuencia.

Los Servicios Complementarios establecidos en la normativa vigente son: la Reserva Rodante Operativa (RRO), la Reserva Rápida (RRa), el Arranque en Negro y la Demanda Interrumpible, de los cuales los únicos servicios que son remunerados actualmente son la Reserva Rodante Operativa y la Reserva Rápida. La Demanda Interrumpible, aunque la normativa sí contempla su remuneración, no cuenta con ningún oferente.

Para participar en la prestación de servicios complementarios, las Normas de Coordinación Operativa establecen los principios para determinar la participación de cada unidad generadora en la prestación del servicio complementario, entre los que se pueden mencionar los siguientes: • • • • •

Regulación de frecuencia Arranque en negro Reserva fría Reserva rápida para emergencia e imprevistos Requisitos técnicos de producción o absorción de la potencia reactiva que el AMM le requiera, sobre la base de la curva de capabilidad informada.

El AMM debe asignar los Servicios Complementarios de acuerdo a los márgenes de reserva y niveles de calidad establecidos en las Normas Técnicas respetando los criterios aprobados en la programación de largo plazo y teniendo en cuenta el costo económico que resulta de dicha asignación.

En la presente sección se dará a conocer la información estadística relacionada con los servicios complementarios de Reserva Rodante Operativa –RRO– y Reserva Rápida –RRa–:

El servicio de RRO lo prestan unidades generadoras que han sido previamente habilitadas por el –AMM– y la asignación de la oferta se realiza a través de un mecanismo de mercado, en donde los oferentes presentan precios y capacidad para la prestación del servicio. Para el año 2012 se tuvo ocho centrales de generación prestando este servicio (cuadro 12).

Cuadro 12. Unidades que participaron en la prestación de RRO (año 2012) 1 Aguacapa

5 Arizona (1,2,3,4,8,10)

2 Xacbal

6 Las Palmas (1-4)

3 Jurún Marinalá

7 Las Vacas

4 Poliwatt

8 Palo Viejo

La competencia en la prestación del servicio de RRO, es medible examinando la tendencia de los precios de las ofertas y comparándolos con el límite que la normativa vigente establece para las mismas, que es dos veces del Precio Spot promedio publicado en los Informes de Transacciones Económicas de los últimos doce meses.

El factor de relación que se presenta en la gráfica 61, indica el promedio de la relación de las ofertas de RRO y su liquidación con respecto al Precio Spot promedio de los últimos doce meses, según lo establecido en la normativa vigente.

69

Informeestadístico 2013

1.15 1.1 1.05 1 0.95 0.9 0.85 0.8

Factor De Relación OFERTADO

51 (2012)

49 (2012)

47 (2012)

45 (2012)

43 (2012)

41 (2012)

39 (2012)

37 (2012)

35 (2012)

33 (2012)

31 (2012)

29 (2012)

27 (2012)

25 (2012)

23 (2012)

21 (2012)

19 (2012)

17 (2012)

15 (2012)

13 (2012)

11 (2012)

9 (2012)

7 (2012)

5 (2012)

3 (2012)

0.75 1 (2012)

Factor de Relación promedio ("n" veces el Promedio Spot de 12 meses anteriores) Máximo=2

Gráfica 61. Factor de Relación Histórico precio promedio semanal, ofertado y liquidado año 2012

Factor de Relación LIQUIDADO

A continuación las gráficas 62, 63 y 64, muestran la participación de mercado, dando a conocer la remuneración mensual por la prestación del Servicio Complementario de –RRO–: Gráfica 62. Remuneración mensual por la prestación del servicio de RRO $3,500,000

$3,000,000

$2,500,000

$2,000,000

$1,500,000

$1,000,000

$500,000

$0 Jan-12 Aguacapa

70

Feb-12

Mar-12

Xacbal

Apr-12

May-12

Jurún Marinalá

Jun-12 Poliwatt

Jul-12 Arizona

Aug-12

Sep-12

Las Palmas

Oct-12 Las Vacas

Nov-12

Dec-12 Palo Viejo

Informeestadístico 2013

Gráfica 63. Remuneración del servicio de RRO durante el año 2012 $10,000,000

9,138,640.53

$9,000,000 7,678,275.61

$8,000,000

7,460,369.01

$7,000,000 $6,000,000 $5,000,000

4,190,713.44

$4,000,000 $3,000,000

2,327,254.76

1,975,644.60

$2,000,000 $1,000,000

57,702.55

0.00

$0

Aguacapa

Xacbal

Jurún Marinalá

Poliwatt

Gráfica 64. Participación en la remuneración de RRO durante el año 2012

Poliwatt 23.39% Arizona 22.73% Jurún Marinalá 7.09% Las Palmas 6.02% Xacbal 27.84%

Las Vacas 12.77%

Palo Viejo 0.18%

Aguacapa 0.00%

La gráfica 64 muestra el porcentaje de participación en la remuneración de –RRO– que las unidades centrales generadoras tuvieron durante el 2012, como se puede observar la central generadora que más porcentaje de participación tuvo fue Hidro Xacbal con un 27.84%. Con respecto a la central hidroeléctrica Aguacapa, a pesar de que presentó ofertas para la prestación del servicio de RRO, no fue asignada a la prestación del mismo.

Arizona

Las Palmas

Las Vacas

Palo Viejo

La menor remuneración por la prestación de RRO se dio en el mes de febrero y fue por un monto de $2,522,390.56, la mayor se dio en el mes de mayo y fue por un monto de $3,038,707.82 y la total de –RRO– para el año 2012 fue de $32,828,600.50, lo cual indica que hubo una disminución de un 4.08% en comparación con la remuneración del año 2011, la cual fue de $ 34,224,240.57, esto se debe a que las unidades centrales generadoras están ofertando el servicio a un menor precio.

4.1.2 Reserva Rápida (RRa) La función de la RRa es contar con potencia para cubrir las desviaciones que se den con respecto a la operación programada, desviaciones que se dan por contingencias e imprevistos en el sistema. Este servicio fue ofertado por 06 unidades según se observa en el cuadro 13.

Cuadro 13. Unidades generadoras que prestaron el servicio de RRa (año 2012) 1

Tampa 1

4

Arizona 6

2

Tampa 2

5

Arizona 7

3

S&S

6

Laguna Gas 2

71

Informeestadístico 2013

Tampa no participó en los meses de enero a abril, en dicho servicio, a diferencia del año 2012, que sí tuvo participación en todos los meses del año.

Las gráficas que se presentan a continuación muestran la remuneración mensual por la prestación del servicio de RRa, y el porcentaje de participación en la prestación del mismo para el año 2012.

La central generadora Tampa estuvo cubriendo la mayor parte del tiempo el servicio de RRa para el periodo 2012. Enero fue identificado como el mes de menor remuneración, al cual le correspondió un monto de $771,388.42 y el mes de noviembre como el de mayor remuneración con un monto de $1,112,347.80.

De las unidades generadoras que prestaron el servicio de RRa, Tampa fue la que tuvo mayor remuneración, con un monto de $12,495,459.76, 60% más que la del año 2011. Este incremento se debe a que en el año 2011 la central generadora

Gráfica 65. Remuneración mensual por la prestación del servicio de RRa $1,200,000

$1,000,000

$800,000

$600,000

$400,000

$200,000

72

Laguna Gas 2

Dec-12

Nov-12

Oct-12

Arizona

Sep-12

Jun-12

S&S

Aug-12

May-12

Tampa

Jul-12

Apr-12

Mar-12

Feb-12

Jan-12

$0

Informeestadístico 2013

Gráfica 66. Remuneración del servicio de RRa $7,000,000

$6,000,000

$5,000,000

$4,000,000

$3,000,000

$2,000,000

$1,000,000

$0

Tampa 1

Tampa 2

S&S

Gráfica 67. Participación en la remuneración de RRa (2012)

Arizona 6

Arizona 7

Laguna Gas 2

4.2 Generación Forzada La generación convocada por el AMM por un motivo diferente a su costo variable, la constituye la energía producida por una unidad generadora convocada a operar fuera del despacho económico por restricciones técnicas, operativas, de calidad o de confiabilidad, por importación o exportación de energía, así como por cláusulas de compra mínima de energía de los contratos existentes.

Tampa 98.17%

En el cuadro 14 se presentan las causas de restricción para Generación Forzada, correspondientes al periodo 2012.

Laguna Gas 2 0.47%

Arizona 0.75%

S&S 0.60%

Cuadro 14. Causas de restricción para Generación Forzada (año 2012) Restricción Arranque y Parada

Los datos de las gráficas anteriores muestran el porcentaje de participación de cada unidad central generadora en la remuneración de la prestación del servicio complementario RRa, para el periodo 2012. Para la prestación del servicio de – RRa– el total remunerado para el año 2012 fue de $12,727,811.30, un 20% más que la del año 2011, la cual fue de $10,591,965.78.

Restricción Sistema Principal de transporte Restricción Secundario de Transporte Asociado a Reserva rodante Operativa Asociado a reserva Rápida Inflexibilidad de Oferta de importación Requerimiento del AMM Exportación de energía

73

Informeestadístico 2013

En las gráficas 68, 69 y 70 se puede observar el porcentaje de Generación Forzada por causas de restricción, así como también los sobrecostos de la Generación Forzada, correspondientes al año 2012.

Gráfica 68. Generación forzada por causas de restricción Restricción Sistema Principal de transporte

Requerimiento del AMM 0.15%

0.30%

Restricción Arranque y Parada

Inflexibilidad de Oferta de importación

24.77%

0.95%

Restricción Secundario de Transporte

Exportación de energía 13.24%

0.15%

Asociado a reserva Rápida 3.10%

Asociado a Reserva rodante Operativa 57.33%

Gráfica 69. Sobrecostos por Generación Forzada (2012) $1,400,000 $1,200,000 $1,000,000 $800,000 $600,000 $400,000 $200,000 $0 Jan-12

74

Feb-12

Mar-12

Apr-12

May-12

Jun-12

Jul-12

Aug-12

Sep-12

Exportación de energía

Requerimiento del AMM

Inflexibilidad de Oferta de importación

Asociado a reserva Rápida

Asociado a Reserva rodante Operativa

Restricción Secundario de Transporte

Restricción Sistema Principal de transporte

Restricción Arranque y Parada

Oct-12

Nov-12

Dec-12

Informeestadístico 2013

Gráfica 70. Sobrecosto mensual por Generación Forzada (2012) $1,400,000

$1,200,000

$1,000,000

$800,000

$600,000

$400,000

Una central generadora resulta con Generación Forzada por que su costo operativo es superior al Precio Spot en el nodo en que la misma está conectada. El total de sobrecostos por Generación Forzada para el periodo 2012 fue por un monto de $6,630,800.61, lo cual indica que en comparación con el año 2011 hubo un decremento de un 53.60%. El menor sobrecosto se identificó en el mes de noviembre con un monto de $79,391.74 y el mayor se identificó en septiembre con un monto de $1,205,743.78.

La Generación Forzada es pagada por los Participantes del –MM– en función de quien causó la restricción que provocó dicha Generación Forzada; de esa cuenta los Participantes Productores pagan la Generación Forzada debida a restricciones en el Sistema Principal de Transporte; los Participantes Consumidores pagan la Generación Forzada debida a restricciones de Arranque y Parada, restricción por –RRO– y restricción por –RRa. Los Participantes Consumidores de ciertas áreas del SNI, pagan la Generación Forzada debida a restricciones en el Sistema Secundario de Transporte y los Participantes Exportadores pagan la Generación Forzada debida a restricción por Exportación de energía. El sobrecosto por inflexibilidad en la

Dec-12

Nov-12

Oct-12

Sep-12

Aug-12

Jul-12

Jun-12

May-12

Apr-12

Mar-12

Feb-12

$0

Jan-12

$200,000

oferta de importación, es pagado por los compradores en el Mercado Spot.

Durante el 2012, la mayor asignación de cargos por Generación Forzada fue para los Participantes Consumidores del –MM– con un 94.09% de los sobrecostos por Generación Forzada, por su parte los Participantes Exportadores cargaron con el 5.36% de los mismos por Generación Forzada. Esto se ve reflejado en la gráfica 71: Gráfica 71. Asignación de cargos por Generación Forzada (2012)

Participantes Consumidores 94.09%

Compradores en el Mercado de Oportunidad 0.00%

Participantes Exportadores 5.36%

Participantes consumidores del área 0.22%

Participantes Productores 0.33%

75

Informeestadístico 2013

4.3 Desvíos de Potencia Los Desvíos de Potencia son el mecanismo de cierre establecido en el –MM– para la potencia, están constituidos por las diferencias entre la potencia contratada y la potencia operada en el SNI en un mes determinado. Las transacciones de desvíos de potencia, son el conjunto de intercambios en el –MM– que resultan de los excedentes o faltantes de potencia comprometida en contratos entre sus participantes del –MM–.

Existen dos tipos de Desvíos de Potencia: - -

Desvíos de Potencia positivos (DP+) Desvíos de Potencia negativos (DP-)

Los (DP+) corresponden a los Participantes que tienen excedentes de potencia no comprometi-

da en contratos y los (DP-) se originan cuando los Participantes no tienen cubiertos con contratos sus requerimientos de potencia.

Los Participantes Productores y los Participantes Consumidores pueden incurrir tanto en (DP+) como en (DP-). El precio de los (DP-) está referenciado al Precio de Referencia de la Potencia, que actualmente corresponde a $8.90/KW-mes. En la liquidación mensual de las transacciones del Mercado Mayorista, el total cobrado por (DP-) se distribuye entre los Participantes que resultaron con (DP+). De esta forma, a los Participantes con (DP+) se les reconoce un abono, mientras que los Participantes con (DP-) reciben un cargo.

La gráfica 72 muestra los precios de Desvíos de Potencia correspondientes al 2012.

Gráfica 72. Precios de desvíos de Potencia mensuales en el año 2012 $10 $9

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8.90

$8

$0.67

$0.80

$0.76

Nov-12

Dec-12

$1.44 Sep-12

Oct-12

$1.26

$2

Aug-12

$1.65 Feb-12

$0.83

$1.69

$3

Jan-12

$4

$2.00

$3.32

$5

$1.08

$6

$4.29

$7

$1

DP positivos (+)

76

Jul-12

Jun-12

May-12

Apr-12

Mar-12

$0

DP negativos (-)

Informeestadístico 2013

La gráfica 73 muestra el promedio de los Desvíos de Potencia de los Participantes Productores y Participantes Consumidores, que corresponden al periodo 2012.

Para los (DP-) durante el año 2012, se tuvo un precio fijo de $8.90/KW-mes. Con respecto a los (DP+) en el mes de mayo se tuvo un precio máximo de $4.29/KW-mes y en el mes de octubre se tuvo un precio mínimo de $0.67/KW-mes.

Gráfica 73. Desvíos de potencia promedio en el año 2012

562.11

539.96

467.24

430.26

508.11

475.61

527.85

351.38

328.28

508.40

47.78

48.44

34.97

69.38

60.15

61.84

44.29

254.57

100.00

73.65

75.15

200.00

131.07

300.00

96.27

MW

400.00

406.16

500.00

426.28

600.00

Dp positivos promedio (+)

4.4 Transacciones en el Mercado a Término y el Mercado de Oportunidad de la Energía Las operaciones de compra y venta de energía en el Mercado Mayorista pueden realizarse a través de: a. Un Mercado de Oportunidad o Mercado Spot: Las transacciones de oportunidad de energía eléctrica, se realizan entre el conjunto de compradores con faltantes no cubiertos por contratos y vendedores del –MM–, que cuentan con excedentes de energía no comprometida, y que son liquidadas con un precio establecido en forma horaria, calcula-

Dec-12

Nov-12

Oct-12

Sep-12

Aug-12

Jul-12

Jun-12

May-12

Apr-12

Mar-12

Feb-12

Jan-12

0.00

Dp negativos promedio (-)

do en base al costo marginal de corto plazo, que resulta del despacho de la oferta de generación disponible. b. Un Mercado a Término: En este mercado los Agentes del –MM– y Grandes Usuarios pactarán libremente las condiciones de sus contratos. Los contratos de compra de potencia y energía eléctrica existentes antes de la vigencia de la ley, serán considerados como pertenecientes al Mercado a Término.

En las gráficas 74 y 75 se puede observar el porcentaje anual de transacciones de energía en el Mercado a Término y Mercado de Oportunidad de la Energía, durante el 2012. Las transacciones de energía en el Mercado a Término fueron de 7,500.61 Gwh, representado con un 87.65% del 77

Informeestadístico 2013

total de las transacciones de energía, para las transacciones de energía en el Mercado de Oportunidad fueron de 1,056.57 Gwh, representado con un 12.35%.

Gráfica 74. Porcentaje anual de transacciones de energía en el Mercado a Término y Mercado de Oportunidad de la Energía

Mercado a Término 87.65%

Mercado de Oportunidad de la Energía 12.35%

Gráfica 75. Transacciones de energía.

Porcentaje mensual correspondiente al Mercado a Término y Mercado Spot 120.00% 100.00% 80.00% 60.00% 40.00% 20.00%

Mercado a Término

Dec-12

Oct-12

Nov-12

Sep-12

Aug-12

Jul-12

Jun-12

May-12

Apr-12

Mar-12

Feb-12

Jan-12

0.00%

Mercado de Oportunidad de la Energía

En la gráfica 75 se observa que el mes en donde más transacciones se efectuaron en el Mercado Spot durante el 2012 fue mayo y el mes en donde se efectuaron menos transacciones en Mercado Spot fue diciembre.

78

Informeestadístico 2013

5. Transacciones

INTERNACIONALES Y

MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL

79

Informeestadístico 2013

El –MER–, es el ámbito en el que se efectúan transacciones de energía eléctrica entre los seis países de la región de América Central: Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá.

En 1996, los seis países suscribieron lo que se denomina el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, conocido comúnmente como Tratado Marco, y posteriormente fueron suscritos dos Protocolos a dicho Tratado (Primer Protocolo 1996, y Segundo Protocolo 2007).

El Tratado Marco y sus protocolos, crearon dos instituciones en el Mercado Eléctrico Regional, la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica –CRIE– y el Ente Operador Regional –EOR–, además de la conformación del Consejo Director de MER –CDMER–. La CRIE es el ente regulador y el EOR es el operador del MER, el CDMER es un órgano de política cuya función es impulsar el desarrollo del MER. En el año 2002 la CRIE emitió el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional –RTMER–, y en el año 2005 la CRIE emitió lo que denominaría el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional –RMER–. Por ello, desde el año 2002 y hasta la entrada en vigencia y aplicación del RMER, las transacciones en el –MER– se rigen por el RTMER. A partir de enero de 2013 el MER se encuentra en un período de transición para pasar de la aplicación del Reglamento Transitorio –RTMER– a la implementación del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional –RMER– y un cuerpo normativo que deshabilita y complementa varias de sus disposiciones denominado Procedimiento de Detalle Complementario –PDC–. Lo relativo al proceso que se lleva a cabo a la presente fecha para la implementación del RMER, puede encontrarse en la memoria de labores de CNEE una breve reseña.

La Interconexión Eléctrica del –SNI– con el sistema eléctrico mexicano inició operaciones de prueba en el año 2009 y a partir del año 2010 entró en su fase de operación comercial. Esta infraestructura deriva de un Memorando de Entendimiento Bilateral entre Guatemala y México en el año 2003.

Actualmente México no es un país firmante del Tratado Marco, y por ello no constituye un país miembro del MER. Por lo tanto, el origen de la infraestructura de interconexión entre ambos países y su marco normativo de operación y realización de transacciones son distintos a los del MER. En esta sección se ilustra el comportamiento de estos intercambios internacionales de energía del SNI durante el año 2012 comparándolo con los de años anteriores, así como una reseña de lo sucedido en el MER. El incremento en las importaciones de energía eléctrica al SNI desde el año 2010 obedece al inicio de la operación comercial de la interconexión eléctrica Guatemala-México.

5.1 Transacciones Internacionales del Mercado Mayorista de Electricidad En la gráfica 76 se ilustra el comportamiento anual de los intercambios internacionales de energía que ha mostrado el SNI durante el período 2010-2012.

Gráfica 76. Intercambios internacionales de energía del SNI años 2010-2012 600 Total Energía Anual en GWH

El Mercado Mayorista de Electricidad de Guatemala realiza intercambios de importación y exportación de energía eléctrica con el Mercado Eléctrico Regional –MER– a través de las interconexiones eléctricas con El Salvador, y con el Sistema Eléctrico de México a través de la interconexión eléctrica con México.

500 400 300 200 100 0

2010 Total exportaciones

2011

2012

Total importaciones

Fuente: Informes de Transacciones Economicas, AMM

81

Informeestadístico 2013

2011

2012

76

94

145

193

196

24%

54%

34%

1%

*Nota: Las energías totales incluyen desviaciones.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

Cuadro 16. Total energía importada al SNI, años 2008-2012 Año

2008

Total energía importada al SNI* GWh Variación Inter-anual

5

2009

2010

37

367

690%

887%

2011 526 43%

2012 226 -57%

*Nota: Las energías totales incluyen desviaciones.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

Los cambios en las importaciones entre los años 2009 al 2010, corresponden al inicio de la operación comercial de la interconexión eléctrica Guatemala-México. En el cuadro 17, se muestra el resultado neto de los intercambios internacionales totales del SNI (exportaciones-importaciones).

82

57

-20%

2011

2012

-223

-332

-30

-491%

49%

-91%

*Nota: Las energías totales incluyen desviaciones.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

En el cuadro 18 se ilustra la relevancia de los intercambios internacionales para el SNI al compararse con el total de la demanda de energía nacional.

Cuadro 18. Intercambios Internacionales del SNI totales, como porcentajes de la Demanda del SNI

2008

7,532

5

76

0.1%

1.0%

2009

7,598

37

94

0.5%

1.2%

2010

7,794

367

145

4.7%

1.9%

2011

8,111

526

193

6.5%

2.4%

2012

8,361

226

196

2.7%

2.3%

Años

En el cuadro 16 se observa el total de energía importada al SNI para el período 2008-2012.

En el año 2012 las importaciones de energía totales del SNI fueron 226 GWh, una reducción del 57% comparado con las importaciones del año 2011.

71

2010

Exportaciones como porcentaje de la Demanda

2010

2009

Importaciones como porcentaje de la Demanda

2009

2008

Exportaciones GWh

Variación Anual

2008

Variación Anual

Demanda SNI Anual GWh

Total energía exportada del SNI* GWh

Año Intercambio neto del SNI GWh*

Cuadro 15. Total energía exportada por el SNI, años 2008-2012 Año

Cuadro 17. Intercambio neto del SNI en transacciones internacionales, años 2008-2012

Importaciones GWh

En el 2012 el total de exportaciones del SNI ascendió a 196 GWh, lo cual significa un incremento del 1% comparado con las exportaciones del año 2011, tal y como se observa en el cuadro 15.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

5.2 Intercambios del Mercado Mayorista de Electricidad con el Mercado Eléctrico Regional.

En este apartado, se presentan datos sobre el intercambio del SNI con el MER. En el cuadro 19 se muestra la evolución de los intercambios netos totales del SNI con el MER.

Informeestadístico 2013

Cuadro 20. Intercambios del SNI con el MER como porcentajes de la demanda

Cuadro 19. Evolución de los Intercambios netos del SNI con el MER Año

2008

Intercambio neto total del SNI con el MER GWh* Variación Anual

2009

2010

2011

2012

71

76

119

165

168

-42%

6%

57%

39%

2%

Años

2008

2009

2010

2011

2012

Importaciones del MER como 0.06% 0.24% 0.18% 0.14% 0.14% porcentaje de la Demanda

*Nota: Las energías totales incluyen desviaciones.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

En el cuadro 20, para ilustrar su relevancia, se contrastan los intercambios con el MER con el total de la demanda del SNI.

Exportaciones del MER como porcentaje de la Demanda

1.01% 1.24% 1.70% 2.17% 2.15%

Intercambio neto con el MER como porcentaje de la Demanda

0.95% 1.00% 1.52% 2.03% 2.01%

5.2.1 Importaciones del MER En la gráfica 77 se muestra el comportamiento de las importaciones mensuales de energía durante los años 2008 al 2012.

Gráfica 77. Total de energía mensual importada del MER años 2008-2012 7

Energia Importada en GWh

6

5

4

3

2

1

2012

2011

2010

2009

diciembre

noviembre

octubre

septiembre

agosto

julio

junio

mayo

abril

marzo

febrero

enero

0

2008

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

83

Informeestadístico 2013

5.2.2 Exportaciones hacia el MER

En el cuadro 21, puede observarse que el total de energía importada del MER, en el año 2012 creció en 8% con respecto al total de importaciones del año 2011.

En el cuadro 22, observamos que en el 2012 las exportaciones hacia el MER crecieron en un 2% respecto a las del 2011.

Cuadro 21. Importaciones del MER 2008-2012 Año Total energía importada del MER por el SNI* GWh Variación Anual

2008

2009

2010

2011

2012

5

18

14

11

12

-42%

288%

-25%

-19%

Cuadro 22. Total energía exportada del SNI al MER, años 2005-2012 Año

2008

2009

2010

2011

2012

76

94

133

176

180

-42%

24%

41%

33%

2%

Total energía exportada al MER por el SNI* GWh

8%

Variación Anual

*Nota: Las energías totales incluyen desviaciones.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

*Nota: Las energías totales incluyen desviaciones.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

En la gráfica 78 se observa que en los años 2010 al 2012 del total de importaciones del MER, menos del 1% constituyeron importaciones por ofertas de Agentes, lo cual podría interpretarse como que el mercado nacional continúa sin mostrar un interés por importar energía del MER.

En la gráfica 79 se muestra el comportamiento mensual de las exportaciones de energía del SNI hacia el MER durante los años del 2008 al 2012.

Gráfica 78.Composición de las importaciones 2010-2012

Porcentaje

100% 80% 60% 40% 20% 0% 2010 Ofertas Importacion MER

2011 2012 Desviaciones Importacion MER

2012

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM.

84

2011

2010

2009

2008

diciembre

noviembre

octubre

septiembre

agosto

julio

junio

mayo

abril

marzo

febrero

35 30 25 20 15 10 5 0 enero

Energía exportada en GWh

Gráfica 79. Total de energía exportada al MER 2008-2012

Informeestadístico 2013

La composición de las exportaciones del SNI hacia el MER consiste básicamente en ofertas de exportación bien sea de contratos o de oportuni-

dad efectuadas por los Agentes. En la gráfica 80 se muestra la composición de las exportaciones en Ofertas y Desviaciones:

Gráfica 80. Composición de las exportaciones al MER 2010-2012 100%

Porcentaje

80%

60%

40%

20%

0% 2010

2011

Exportaciones MER

Desviaciones Exportación MER

Exportaciones Ofertas MER GWh

Desviaciones Exportación MER GWh

Total Exportaciones al MER GWh

Porcentaje de desviaciones respecto al total exportaciones al MER

Cuadro 23. Composición de las Exportaciones 2005-2012

Año

En el cuadro 23 se muestra la composición de las exportaciones, y se observa que el porcentaje de las desviaciones de exportación se incrementó en 4% en el 2012, en comparación con el 2011.

En el año 2012, las desviaciones de exportación fueron de 18% mientras que en el 2011 fueron de 14%.

2012

2008

65

11

76

14%

2009

83

11

94

12%

2010

118

14

133

11%

2011

152

24

176

14%

2012

148

32

180

18%

85

Informeestadístico 2013

Cuadro 24. Estructura de Mercado de Exportaciones

5.2.2.1 Contratos de Exportación Las ofertas de contratos de exportación, según el RTMER pueden ser de tres tipos: Ofertas de Contratos Pago Máximo de Transporte –PMDT–, Ofertas de Oportunidad y Ofertas de Contrato Decrementales –DEC–. En la gráfica 81 se puede observar que el 97.2% de las ofertas de exportación durante el 2012 fueron del tipo Pago Máximo de Transporte –PMDT– Gráfica 81. Tipos de Ofertas de Exportación en Contratos durante el año 2012

Agente / Año Cceesa Exportaciones Cecsa

Ofertas de Oportunidad, 2.0%

4%

2010

2011

2012

2%

0.24%

0.14%

0%

0.44%

1.29%

48% 20.22%

4.61%

24%

Coenesa

0%

Comegsa Comercializadora de Energía para el Desarrollo Contrataciones

1%

0%

4%

0.61%

0.24%

Cutuco

0%

0%

6.28%

3.93%

4%

0.44%

0.24%

Econoenergía

Ofertas de Contratos Decrementales, 0.8%

2009

4.36%

12%

Electronova

9% 30.83% 48.93%

Enerma Excelergy

4%

GDuke Generadora La Laguna Genor

2%

2%

2.05%

7.77%

5.80%

0.81%

30.95% 15.69% 0.80%

28%

Geoconsa

27%

1.83%

2%

HidroXacbal

1.35%

Melsa

Ofertas de Contratos Pago Máximo de Transporte -PMDT- , 97.2%

2%

1%

Poliwatt

17%

4%

Textiles

2%

0%

100%

100%

0.93% 0.31%

7.79%

100%

100%

San Diego Total

1.10%

0.02%

5.2.3 Desviaciones 5.2.2.2 Actores en el mercado de exportación al MER En el cuadro 24 puede apreciarse la participación porcentual en las exportaciones por Participante, así como las variaciones en la participación anual de cada uno, durante los años del 2009 al 2012.

En el cuadro también puede apreciarse la “entrada” y “salida” de exportadores en el período.

Los intercambios internacionales, tanto importaciones como exportaciones tienen dos fuentes: una que corresponde a ofertas de los Agentes bien sea a través de contratos o de ofertas oportunidad, y la otra que corresponde a desviaciones. Las desviaciones, son la diferencia entre la cantidad de energía programada en el enlace de interconexión y la que en la operación es efectivamente registrada por el medidor.

Actualmente, estas desviaciones según el RTMER pueden clasificarse en Energía bonificable, compensable, de emergencia e inadvertida, y cada una puede ser por importación o por exportación.

En el cuadro 25 se presenta la energía y los créditos y cargos por desviaciones durante el año 2012:

86

Informeestadístico 2013

Cuadro 25. Desviaciones del SNI el MER, año 2012

Mes

Desviaciones Importación MER GWh

Cargos por Desviaciones de Importación MER US$

Desviaciones Exportación MER GWh

Créditos por Desviaciones de Exportación MER US$

Ene-12

0.39

54,673

2.62

323,264

Feb-12

0.70

110,036

2.34

377,632

Mar-12

1.68

314,508

3.18

541,584

Abr-12

0.40

67,060

3.64

609,730

May-12

0.89

159,943

3.04

547,320

Jun-12

0.54

78,695

3.26

502,625

Jul-12

0.69

92,455

2.89

401,906

Ago-12

1.04

138,025

2.78

401,220

Sep-12

1.37

194,764

1.63

221,482

Oct-12

1.36

209,343

2.46

378,326

Nov-12

1.70

269,977

1.87

296,632

Dic-12 Total 2012

1.33

195,910

1.83

265,966

12.08

1,885,388

31.55

4,867,687

5.2.4 Precios A modo de análisis, en la gráfica 82 se compara el comportamiento del Precio de Oportunidad de la Energía (POE) promedio en el mercado nacional (Precio Spot) y el Precio promedio en el Nodo Fron-

tera, en la misma se observa que ha existido una aparente correspondencia entre el Precio Spot y el Precio en el Nodo Frontera, también puede notarse que a partir de 2012 el precio en el Nodo Frontera ha sido en general superior al Precio de Oportunidad de la Energía en el Mercado Mayorista.

87

Informeestadístico 2013

Gráfica 82. Comparativo de la evolución del Precio Spot (SNI) y del Precio en Nodo Frontera (MER) 250

Precios en US$/MWh

200

150

100

50

Precio Spot promedio mensual en Mercado Nacional Precio promedio mensual en Nodo Frontera Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM.

Cuadro 26. Precios Spot y Precios en Nodo Frontera, años 2008-2012 2008

2009

2010

2011

2012

Precio Spot promedio en Mercado Nacional US$/ MWh

Año

121

103

104

133

147

Precio promedio en Nodo Frontera US$/ MWh

92

91

59

90

154

-24%

-12%

-43%

-32%

5%

Diferencia porcentual

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

5.2.5 Precios y cantidades En la gráfica 83 se hace una comparación entre las transacciones efectuadas por el SNI en el MER y los precios ofertados en el Nodo Frontera. Pese al contraste, no puede distinguirse un patrón de comportamiento claro que relacione los intercambios con el MER con los precios en el nodo frontera.

88

Dec-12

Oct-12

Nov-12

Sep-12

Jul-12

Aug-12

Jun-12

Apr-12

May-12

Mar-12

Jan-12

Feb-12

Dec-11

Oct-11

Nov-11

Sep-11

Jul-11

Aug-11

Jun-11

Apr-11

May-11

Mar-11

Jan-11

Feb-11

Dec-10

Oct-10

Nov-10

Sep-10

Jul-10

Aug-10

Jun-10

Apr-10

May-10

Mar-10

Jan-10

Feb-10

0

Informeestadístico 2013

Gráfica 83. Comparación mensual Transacciones en el MER del SNI y Precios Nodo Frontera años 2010-2012 35

250

30

Energía expresada en GWh

25

150

20

15 100 10

Precios Nodo Frontera en US$/MWh

200

50 5

0

Importaciones del MER

Dec-12

Oct-12 Nov-12

Sep-12

Jul-12 Aug-12

Apr-12 May-12 Jun-12

Feb-12

Mar-12

Dec-11 Jan-12

Oct-11

Exportaciones al MER

Nov-11

Sep-11

Jun-11 Jul-11 Aug-11

Apr-11 May-11

Feb-11 Mar-11

Dec-10 Jan-11

Nov-10

Sep-10 Oct-10

Jun-10 Jul-10 Aug-10

May-10

Jan-10

Feb-10 Mar-10 Apr-10

0

Precios promedio Nodo Frontera

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM.

El Cargo por Regulación (conocido como Cargo CRIE) fue establecido en el artículo 24 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, y su forma de cálculo en los artículos del 61 al

% Asignado a Guatemala en DTER

Presupuesto total anual US$

Cuadro 27. Presupuesto anual CRIE

Resolución

El financiamiento de los organismos CRIE y EOR, así como el pago del proyecto SIEPAC, se efectúa a través de cargos a las demandas de la región. De acuerdo con las disposiciones emitidas por la CRIE, el método de asignación consiste básicamente en la asignación de un Presupuesto anual a cada entidad, el mismo se distribuye en partes iguales durante los 12 meses del año y luego se reparte en proporción a la demanda de energía eléctrica de cada país con respecto al total de la región. A la demanda de energía de Guatemala, al aplicar la metodología descrita, le asignan aproximadamente el 20% anual de dichos presupuestos.

65 del Segundo Protocolo a dicho Tratado y en la resolución CRIE-01-2009. En el cuadro 27 se muestran los presupuestos totales anuales de la CRIE, los cuales constituyen hasta la fecha el Cargo por Regulación. El traslado de dicho cargo a la demanda de energía eléctrica de la región inició a partir del año 2010.

Año

5.3 Cargos Regionales

2010

Página web CRIE

1,619,046.36

20%

2011

Página web CRIE

3,425,879.00

20%

2012

Página web CRIE

3,238,343.00

20%

2013

Acuerdo CRIE-06-61

2,627,068.00

20%

DTER: Documentos de Transacciones Económicas Regionales, emitido por el EOR

89

Informeestadístico 2013

El Cargo por el Servicio de Operación del Sistema (conocido como Cargo EOR) fue establecido en el artículo 29 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central –Tratado Marco– y su forma de cálculo en los artículos del 66 al 70 del Segundo Protocolo a dicho Tratado y en la resolución CRIE-01-2009. El traslado de dicho cargo a la demanda de energía eléctrica de la región inició a partir del año 2010. En el cuadro 28 se muestran los presupuestos totales anuales del EOR, autorizados por la CRIE para ser trasladados a la demanda de la región a partir del año 2010.

Resolución

% Asignado a Guatemala en DTER

Año

Presupuesto total anual US$

Cuadro 28. Presupuesto anual EOR

2010

CRIE-3-2009

1,930,784.44

20%

2011

CRIE-NP-03-2010

2,137,880.00

20%

2012

CRIE-P-02-2012

2,676,100.00

20%

2013

CRIE-NP-33-2012

4,081,904.34

20%

El Ingreso Autorizado Regional, puede recuperarse a través del peaje y del Cargo Complementario.

El peaje es el pago que efectúan las transacciones por el uso de la Línea SIEPAC. Sin embargo, dado el nivel de transacciones actuales a nivel regional, el IAR básicamente es trasladado a la demanda de la región a través del Cargo Complementario.

El Cargo Complementario que corresponde a cada país, se calcula y asigna por el EOR, según las resoluciones CRIE-01-2011, CRIE-02-2011 y CRIE-062011. La metodología actual consiste básicamente en asignar a cada país el tramo de la infraestructura que está a lo interno del mismo y lo que corresponde a IAR de interconectores, es decir enlaces binacionales, se distribuye entre la demanda de energía eléctrica de la región en proporción a la demanda individual de cada país miembro.

Cuadro 29. Ingreso Autorizado Regional –IAR– del Proyecto SIEPAC autorizado a la Empresa Propietaria de la Red –EPR–

Resolución

IAR total US$

% Asignado a Guatemala en DTER

DTER: Documentos de Transacciones Económicas Regionales, emitido por el EOR

Año

En cuanto al proyecto SIEPAC, el cargo se calcula a partir del Ingreso Autorizado Regional –IAR–. El IAR es el monto que tiene autorizado anualmente la Empresa Propietaria de la Red –EPR– cobrar en concepto de la Línea SIEPAC.

2011

CRIE-01-2011

48,810,951

19%

2012

CRIE-P-01-2012

49,799,950

19%

2013

CRIE-NP-05-2013

60,079,241

18%

El Ingreso Autorizado regional, aprobado por la CRIE comprende, el servicio de la deuda del proyecto SIEPAC, reconocimiento del capital propio de los accionistas, costos de operación y mantenimiento, impuestos y tributos. El detalle puede encontrarse en el Anexo I del libro III del RMER. El

90

IAR se calcula por tramo del proyecto SIEPAC, y el IAR total constituye la suma de los mismos.

DTER: Documentos de Transacciones Económicas Regionales, emitido por el EOR

5.4 Interconexión eléctrica Guatemala-México En la gráfica 84 se muestra el comportamiento mensual de las importaciones a través de la interconexión eléctrica Guatemala-México:

Informeestadístico 2013

Gráfica 84. Comportamiento mensual importaciones de energía de México, 2011-2012 70 60 50 40 30 20 10

Importaciones México

Dec-12

Oct-12

Nov-12

Sep-12

Jul-12

Aug-12

Jun-12

Apr-12

May-12

Mar-12

Jan-12

Feb-12

Dec-11

Oct-11

Nov-11

Sep-11

Jul-11

Aug-11

Jun-11

Apr-11

May-11

Mar-11

Jan-11

Feb-11

Dec-10

Oct-10

Nov-10

Sep-10

Jul-10

Aug-10

Jun-10

Apr-10

May-10

Mar-10

Jan-10

-10

Feb-10

0

Desviaciones México

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, –ITE–, AMM

En cuanto a la composición de las importaciones de México, en el cuadro 30 puede observarse, que en el 2011 alrededor del 4% de la energía importada de México fue clasificada como desviaciones, mientras que en el 2012 este porcentaje fue de 12%.

La energía inadvertida exportada hacia México, se muestra en el cuadro 31, y se le contrasta con el total de exportaciones del SNI: Cuadro 31. Desviaciones de exportación de energía del SNI a México

% Desviaciones del total de Importaciones del SNI

Total Importaciones México GWh

Desviaciones Importación México GWh

Importaciones de México GWh

Año

Cuadro 30. Importaciones de energía por su tipo período 2010-2012

2010

349

5

353

1%

2011

496

18

514

4%

2012

188

26

214

12%

Año

Desviaciones de Exportación a México GWh

% del total de exportaciones del SNI

2010

12

8%

2011

18

9%

2012

16

8%

Los detalles de las desviaciones de importación y exportación del SNI a México se muestran en el cuadro 32 durante el 2012.

Fuente: Informes de Transacciones Económicas, AMM

91

Informeestadístico 2013

5.5 El Mercado Eléctrico en América Central

Ene-12

1.71

218,164

1.14

140,693

Feb-12

1.56

249,988

1.48

229,410

Mar-12

1.93

320,493

1.40

235,376

Abr-12

2.31

385,332

0.86

143,485

May-12

2.44

439,492

1.17

211,126

Jun-12

3.01

488,159

0.81

130,269

Jul-12

2.74

391,980

0.73

102,820

Ago-12

2.70

401,754

1.13

165,699

Sep-12

1.73

255,669

1.46

229,202

Oct-12

2.45

396,828

1.24

202,714

Nov-12

1.69

267,391

2.38

376,099

Dic-12 Total 2012

Como complemento al análisis de los intercambios del Mercado Mayorista de Electricidad de Guatemala con el MER, a continuación se presenta un breve análisis sobre el Mercado Eléctrico en América Central, con la información más reciente con la que se cuenta a la presente fecha.

Desviaciones Exportación México US$

Desviaciones Exportación México GWh

Mes

Desviaciones Importación México US$

Desviaciones Importación México GWh

Cuadro 32. Desviaciones de energía en la Interconexión con México

1.59

234,766

1.98

295,517

25.85

4,050,017

15.76

2,462,411

a) Demanda de Energía en la Región En la gráfica 85, se muestra la evolución mensual de la demanda de energía por país de la región durante los años 2011-2012.

Gráfica 85. Demanda mensual de energía por país, años 2011-2012 900 Demanda Energía en GWh

800 700

Costa Rica

600

Guatemala Panamá

500

Honduras

400

El Salvador

300

Nicaragua

200 100

Fuente: Documentos de Transacciones Económicas Regionales –DTERs–, EOR

92

Dec-12

Nov-12

Oct-12

Sep-12

Jul-12

Aug-12

Jun-12

May-12

Apr-12

Mar-12

Jan-12

Feb-12

Dec-11

Nov-11

Oct-11

Sep-11

Aug-11

Jul-11

Jun-11

May-11

Apr-11

Mar-11

Feb-11

Jan-11

0

Informeestadístico 2013

En el cuadro 33 se hace una comparación entre las demandas de energía eléctrica registradas en los años 2011 y 2012, se identifica que la deman-

da total del istmo creció en 4.48% y que la demanda que registró mayor crecimiento fue la de Panamá con 7.83%.

Cuadro 33. Análisis del crecimiento de la demanda anual de energía en la región, años 2011-2012 Año

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

Total Región

GWh

GWh

GWh

GWh

GWh

GWh

GWh

2011

8,112

5,738

6,907

3,342

8,484

7,316

39,899

2012

8,362

5,865

7,279

3,539

8,788

7,937

41,769

Crecimiento GWh

250

127

372

197

304

621

1,870

Crecimiento %

2.99%

2.16%

5.11%

5.56%

3.46%

7.83%

4.48%

Fuente: DTER, publicados en Página web del EOR

En la gráfica 86 puede observarse la participación porcentual de cada país en la demanda total de energía eléctrica de la región de América Central.

La demanda de Guatemala es aproximadamente el 20% de la demanda de energía eléctrica total de la región.

b) Inyecciones en el MER En la gráfica 87 puede apreciarse la evolución de las inyecciones al MER por país, en la misma se observa que Guatemala incrementó nuevamente sus ofertas de inyección al MER, así como Costa Rica y El Salvador.

Gráfica 86. Composición de la demanda de la región, año 2012

Nicaragua 9% CostaRica 21%

El Salvador 14%

Honduras 17%

Guatemala 20%

Panamá 19%

93

Informeestadístico 2013

Gráfica 87. Inyecciones de Energía al MER - por País 100% 90%

Participación en Inyecciones al MER

80% 70% Panamá 60% Costa Rica

50% 40%

Nicaragua

30%

Honduras

20%

ElSalvador

10%

Guatemala

0% 2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: Informes Centroamérica: Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010 y 2011 CEPAL, e Informes Estadísticos Mensuales y Anuales del EOR.

En el cuadro 34 se ofrece el detalle de las variaciones en las inyecciones de energía por país para los años 2011-2012.

94

Informeestadístico 2013

Cuadro 34. Análisis de Inyecciones de energía al MER por país, análisis años 2011-2012 (no incluye desviaciones) Guatemala MWh

Inyecciones

El Salvador MWh

Honduras MWh

Nicaragua MWh

Costa Rica MWh

Panamá MWh

Total

2011

150,954

100,496

1,099

40,589

43,368

7,988

344,494

2012

145,660

76,540

1,080

3,190

22,880

58,140

307,490

ΔMW

-5,294

-23,956

-19

-37,399

-20,488

50,152

-37,004

-4%

-24%

-2%

-92%

-47%

628%

-11%

Δ%

Fuente: Informes Anuales de Gestión Comercial del EOR e Informes Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010 y 2011 CEPAL

En la gráfica 88 pueden apreciarse la evolución de los retiros del MER por país, en la misma puede apreciarse incrementos en los retiros de El Salvador y Panamá, así como un decremento en los retiros de Nicaragua y Honduras.

A manera de ilustración, en el cuadro 35, se contrastan las inyecciones anuales con la demanda anual registrada en los últimos dos años, de los resultados puede observarse que los intercambios en la región no han superado el 1% del total de la demanda de energía de la región.

Cuadro 35. Significancia de las inyecciones en el MER, contrastado con la demanda de cada país, y del total de la región.

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

Total Región

2011

1.24%

0.76%

0.59%

0.24%

1.78%

0.02%

0.86%

2012

0.92%

0.39%

0.04%

1.64%

1.66%

0.01%

0.74%

Año

Fuente: Informes Anuales de Gestión Comercial del EOR e Informes Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010 y 2011 CEPAL

c) Retiros en el MER Gráfica 88. Retiros de Energía del MER - por país

Participación en Retiros del MER

100% 90% 80%

Panamá

70% 60%

Costa Rica

50%

Nicaragua

40%

Honduras

30%

ElSalvador

20%

Guatemala

10% 0%

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: Informes Centroamérica: Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010 y 2011 CEPAL, e Informes Estadísticos Mensuales y Anuales del EOR.

95

Informeestadístico 2013

En el cuadro 36 se presenta un detalle de las variaciones en los retiros de energía por país para los años 2011-2012.

Cuadro 36. Análisis de Retiros de energía al MER por país, análisis años 2011-2012 (no incluye desviaciones) Retiros 2011

Guatemala MWh

El Salvador MWh

Honduras MWh

Nicaragua MWh

Costa Rica MWh

104

213,562

44,763

9,937

5,193

2012

30

160,990

75,520

20,020

ΔMW

-74

-52,572

30,757

10,084

-71%

-25%

69%

101%

Δ%

Panamá MWh

Total

70,936

344,493

34,410

16,530

307,500

29,218

-54,406

-36,993

563%

-77%

-11%

Fuente: Informes Anuales de Gestión Comercial del EOR e Informes Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010 y 2011 CEPAL

En el cuadro 37, se ofrecen los resultados netos por país en el MER, según los datos de los Informes Anuales de Gestión Comercial, publicados por el Ente Operador Regional. Pueden observarse los

cambios en las balanzas de intercambio de los países, sobresaliendo el resultado de seguir siendo importador neto El Salvador y Honduras, y el cambio de importador neto a exportador neto de Panamá.

d) Resultados netos por país Cuadro 37. Análisis de los resultados netos por país, años 2011-2012 (no incluye desviaciones) Neto

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

Año

MWh

MWh

MWh

MWh

MWh

MWh

2011

150,850

-113,066

-43,664

30,652

38,175

-62,947

2012

145,630

-84,450

-74,440

-16,830

-11,530

41,610

Fuente: Informes Anuales de Gestión Comercial del EOR e Informes Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010 y 2011 CEPAL Los positivos indican que el país resultó exportador neto en el MER, los negativos que resultó importador neto en el MER.

96

Informeestadístico 2013

6. Lista de cuadros y gráficas Cuadro 1:

Nueva Generación incorporada al Mercado Nacional en el año 2012...................................... 11

Cuadro 2.

Producción de energía por tipo de tecnología (enero-diciembre 2012)................................. 13

Cuadro 3.

Producción de energía por tipo de combustible (enero-diciembre 2012).............................. 13

Cuadro 4.

Consumo estimado de combustible en el SNI................................................................................... 14

Cuadro 5.

Oferta total de energía por tecnología................................................................................................. 17

Cuadro 6.

Oferta total de energía por tipo de combustible.............................................................................. 17

Cuadro 7.

Promedio mensual de precios del crudo ($/bbl)............................................................................... 18

Cuadro 8.

Promedio mensual de búnker y diésel ($/bbl)................................................................................... 19

Cuadro 9:

Precios spot promedio mensuales......................................................................................................... 24

Cuadro 10: Precio Promedio Spot................................................................................................................................. 25 Cuadro 11. Comparativo de precios spot de la energía........................................................................................ 29 Cuadro 12. Unidades que participaron en la prestación de RRO (año 2012)................................................ 69 Cuadro 13. Unidades generadoras que prestaron el servicio de RRa (año 2012)........................................ 71 Cuadro 14. Causas de restricción para Generación Forzada (año 2012)......................................................... 73 Cuadro 15. Total energía exportada por el SNI, años 2008-2012....................................................................... 82 Cuadro 16. Total energía importada al SNI, años 2008-2012.............................................................................. 82 Cuadro 17. Intercambio neto del SNI en transacciones internacionales, años 2008-2012....................... 82 Cuadro 18. Intercambios Internacionales del SNI totales, como porcentajes de la Demanda del SNI.......................................................................................................................................... 82 Cuadro 19. Evolución de los Intercambios netos del SNI con el MER............................................................... 83 Cuadro 20. Intercambios del SNI con el MER como porcentajes de la demanda........................................ 83 Cuadro 21. Importaciones del MER 2008-2012........................................................................................................ 84 Cuadro 22. Total energía exportada del SNI al MER, años 2005-2012.............................................................. 84 Cuadro 23. Composición de las Exportaciones 2005-2012.................................................................................. 85 Cuadro 24. Estructura de Mercado de Exportaciones............................................................................................ 86 Cuadro 25. Desviaciones del SNI el MER, año 2012................................................................................................ 87 Cuadro 26. Precios Spot y Precios en Nodo Frontera, años 2008-2012........................................................... 88 Cuadro 27. Presupuesto anual CRIE.............................................................................................................................. 89 Cuadro 28. Presupuesto anual EOR.............................................................................................................................. 90 Cuadro 29. Ingreso Autorizado Regional –IAR– del Proyecto SIEPAC autorizado a la Empresa Propietaria de la Red –EPR–...................................................................................................................... 90 Cuadro 30. Importaciones de energía por su tipo período 2010-2012........................................................... 91 Cuadro 31. Desviaciones de exportación de energía del SNI a México........................................................... 91 Cuadro 32.

Desviaciones de energía en la Interconexión con México............................................................. 92

97

Informeestadístico 2013

Cuadro 33. Análisis del crecimiento de la demanda anual de energía en la región, años 2011-2012............................................................................................................................................. 93 Cuadro 34. Análisis de Inyecciones de energía al MER por país, análisis años 2011-2012........................ 95 Cuadro 35. Significancia de las inyecciones en el MER, contrastado con la demanda de cada país, y del total de la región................................................................................................................................ 95 Cuadro 36. Análisis de Retiros de energía al MER por país, análisis años 2011-2012................................. 96 Cuadro 37. Análisis de los Resultados netos por país, años 2011-2012, (no incluye desviaciones)...... 96 Gráfica 1.

Producción de energía del SNI (enero-abril 2012)............................................................................ 12

Gráfica 2.

Producción de energía SNI (mayo-octubre 2012)............................................................................ 12

Gráfica 3.

Producción de energía SNI (noviembre-diciembre 2012)............................................................. 12

Gráfica 4.

Producción de energía SNI (enero-diciembre 2012)........................................................................ 13

Gráfica 5.

Participación en la producción de energía en el SNI por tipo de combustible (enero-diciembre 2012)............................................................................................................................. 13

Gráfica 6.

Consumo estimado de combustible para la producción de energía en el SNI...................... 14

Gráfica 7.

Porcentaje de la demanda de energía del SNI cubierta con generación hidroeléctrica.... 15

Gráfica 8.

Porcentaje de la demanda de energía del SNI cubierta con energía importada de México.................................................................................................................................. 16

Gráfica 9.

Oferta total de energía por tecnología (año 2012)........................................................................... 17

Gráfica 10. Oferta total de energía por tipo de combustible (año 2012)....................................................... 17 Gráfica 11. Promedio mensual de precios del WTI................................................................................................. 19 Gráfica 12. Promedio mensual de precios del búnker de 1% S.......................................................................... 20 Gráfica 13. Promedio mensual de precios del búnker de 3% S.......................................................................... 20 Gráfica 14. Promedio mensual de precios del diésel............................................................................................. 21 Gráfica 15. Costo variable de generación promedio semanal de motores de combustión interna..... 21 Gráfica 16. Costo variable de generación promedio semanal de turbinas de diésel................................. 22 Gráfica 17. Valor del agua semanal de Chixoy.......................................................................................................... 22 Gráfica 18. Valor del agua semanal de Jurún Marinalá......................................................................................... 23 Gráfica 19. Comparativo precio spot promedio mensual 2011-2012.............................................................. 23 Gráfica 20. Precio spot promedio anual..................................................................................................................... 24 Gráfica 21. Fijación del precio spot por tecnología ............................................................................................... 26 Gráfica 22. Fijación del precio spot por tipo de combustible............................................................................. 26 Gráfica 23. Promedios mensuales del precio spot y combustibles.................................................................. 26 Gráfica 24. Curva de duración del Precio Spot......................................................................................................... 27 Gráfica 25. Unidades o centrales que fijaron el precio spot (% de tiempo)................................................... 28 Gráfica 26. Comparativo de precios spot de energía............................................................................................. 29 Gráfica 27. Actividad ciclónica en la cuenca del Océano Atlántico y Caribe durante el año 2012........ 35 98

Informeestadístico 2013

Gráfica 28(a). Actividad ciclónica en la cuenca del Océano Pacífico durante el año 2012 en el período comprendido de mayo a agosto................................................................................. 36 Gráfica 28(b). Actividad ciclónica en la cuenca del Océano Pacífico durante el año 2012 en el período comprendido de septiembre a octubre................................................................... 36 Gráfica 29. Evolución de las temperaturas en promedio trimestral en la superficie del mar del Océano Pacífico Tropical, en la región denominada Niño 3.4............................................... 37 Gráfica 30(a). Caudales promedio (1979-2008) vrs Caudales 2011 y 2012, embalse Pueblo Viejo Chixoy................................................................................................................... 39 Gráfica 30 (b). Caudales promedio (1979-2008) vrs Caudales 2011 y 2012, embalse Aguacapa................. 39 Gráfica 30 (c). Caudales promedio (1979-2008) vrs Caudales 2011 y 2012, embalse Jurún Marinalá....... 39 Gráfica 31(a). Volumen promedio (1979-2008) vrs volúmenes 2011 y 2012, embalse Pueblo Viejo Chixoy............................................................................................................................................................... 40 Gráfica 31(b). Volumen promedio (1979-2008) vrs volúmenes 2011 y 2012, embalse Aguacapa............. 41 Gráfica 31(c). Volumen promedio (1979-2008) vrs volúmenes 2011 y 2012, embalse Jurún Marinalá.... 41 Gráfica 32(a). Generación mensual central hidroeléctrica Chixoy 2011-2012................................................... 42 Gráfica 32(b). Generación mensual central hidroeléctrica Aguacapa 2011-2012............................................ 43 Gráfica 32(c). Generación mensual central hidroeléctrica Jurún Marinalá 2011-2012................................... 43 Gráfica 32(d). Generación mensual central hidroeléctrica Xacbal 2011-2012................................................... 44 Gráfica 32(e). Generación mensual central hidroeléctrica Renace 2011-2012.................................................. 44 Gráfica 33. Factor de planta y generación anual de energía de centrales hidroeléctricas en Guatemala para los años 2011 y 2012.................................................................................................. 45 Gráfica 34. Demanda histórica de potencia y energía del SNI........................................................................... 49 Gráfica 35. Demanda máxima anual de potencia SNI (MW) 2006-2012 y crecimiento porcentual anual de la demanda de potencia.......................................................................................................... 50 Gráfica 36. Demanda de potencia - PIB...................................................................................................................... 51 Gráfica 37. Demanda de energía - PIB......................................................................................................................... 51 Gráfica 38. Factor de Carga mensual del SNI años 2011 y 2012....................................................................... 52 Gráfica 39. Consumo total anual de energía SNI (GWh) 2006-2012 y crecimiento porcentual anual del consumo de energía................................................................................................................ 53 Gráfica 40. Consumo total de energía......................................................................................................................... 53 Gráfica 41. Energía total demandada (tarifa social y no social).......................................................................... 55 Gráfica 42. Energía demandada Tarifa Social ........................................................................................................... 56 Gráfica 43. Energía demandada Tarifa No Social..................................................................................................... 57 Gráfica 44. Comparativo de demanda de energía Distribuidores 2011-2012.............................................. 58 Gráfica 45. Compras de energía 2012 EEGSA Tarifa Social................................................................................... 58 Gráfica 46.

Compras de energía 2012 DEOCSA Tarifa Social............................................................................... 59

Gráfica 47.

Compras de energía 2012 DEORSA Tarifa Social............................................................................... 59

Gráfica 48.

Compras de energía 2012 EEGSA Tarifa No Social............................................................................ 59 99

Informeestadístico 2013

Gráfica 49. Compras de energía 2012 DEOCSA Tarifa No Social........................................................................ 59 Gráfica 50. Compras de energía 2012 DEORSA Tarifa No Social........................................................................ 60 Gráfica 51. Demanda Firme Efectiva Total (Tarifa Social y No Social, incluyendo CAD)............................ 60 Gráfica 52. Demanda Firme Efectiva Tarifa Social (incluye CAD)....................................................................... 61 Gráfica 53. Demanda Firme Efectiva Tarifa No Social (incluye CAD)................................................................ 62 Gráfica 54. EEGSA: Demanda Firme Efectiva Tarifa Social y No Social / comparativo 2011-2012.......... 63 Gráfica 55. DEOCSA: Demanda Firme Efectiva Tarifa Social y No Social / comparativo 2011-2012...... 63 Gráfica 56. DEORSA: Demanda Firme Efectiva Tarifa Social y No Social / comparativo 2011-2012...... 64 Gráfica 57. Demanda de energía de Grandes Usuarios (enero-diciembre 2012)........................................ 65 Gráfica 58. Comparativo de demanda de energía de los Grandes Usuarios 2011-2012.......................... 65 Gráfica 59. Demanda de energía por Comericalizador año 2012 (Grandes Usuarios con representación)............................................................................................................................................. 65 Gráfica 60. Demanda mensual de energía por Comercializador (Grandes Usuarios con representación)............................................................................................................................................. 66 Gráfica 61. Factor de Relación Histórico precio promedio semanal, ofertado y liquidado año 2012...................................................................................................................................... 70 Gráfica 62. Remuneración mensual por la prestación del servicio de RRO................................................... 70 Gráfica 63. Remuneración del servicio de RRO durante el año 2012............................................................... 71 Gráfica 64. Participación en la remuneración de RRO durante el año 2012.................................................. 71 Gráfica 65. Remuneración mensual por la prestación del servicio de RRa.................................................... 72 Gráfica 66. Remuneración del servicio de RRa......................................................................................................... 73 Gráfica 67. Participación en la remuneración de RRa (2012).............................................................................. 73 Gráfica 68. Generación forzada por causas de restricción................................................................................... 74 Gráfica 69. Sobrecostos por Generación Forzada (2012)..................................................................................... 74 Gráfica 70. Sobrecosto mensual por Generación Forzada (2012).................................................................... 75 Gráfica 71. Asignación de cargos por Generación Forzada (2012)................................................................... 75 Gráfica 72. Precios de desvíos de Potencia mensuales en el año 2012........................................................... 76 Gráfica 73. Desvíos de potencia promedio en el año 2012................................................................................. 77 Gráfica 74. Porcentaje anual de transacciones de energía en el Mercado a Término y Mercado de Oportunidad de la Energía........................................................................................................................ 78 Gráfica 75. Transacciones de energía. Porcentaje mensual correspondiente al Mercado a Término y Mercado Spot............................................................................................................................ 78 Gráfica 76. Intercambios internacionales de energía del SNI años 2010-2012............................................ 81 Gráfica 77. Total de energia mensual importada del MER años 2008-2012.................................................. 83 Gráfica 78.

Composición de las importaciones 2010-2012................................................................................. 84

Gráfica 79. Total de energía exportada al MER 2008-2012................................................................................. 84 Gráfica 80. Composición de las exportaciones al MER 2010-2012................................................................... 85 Gráfica 81. Tipos de Ofertas de Exportación en Contratos durante el año 2012......................................... 86 100

Informeestadístico 2013

Gráfica 82. Comparativo de la evolución del Precio Spot (SNI) y del Precio en Nodo Frontera (MER)................................................................................................................................... 88 Gráfica 83. Comparación mensual Transacciones en el MER del SNI y Precios Nodo Fronter años 2010-2012........................................................................................................................................................ 89 Gráfica 84. Comportamiento mensual importaciones de energía de México, 2011-2012...................... 91 Gráfica 85. Demanda mensual de energía por país, años 2011-2012............................................................. 92 Gráfica 86. Composición de la demanda de la región, año 2012...................................................................... 93 Gráfica 87. Inyecciones de Energía al MER - por País............................................................................................. 94 Gráfica 88. Retiros de Energía del MER - por país.................................................................................................... 95

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Informe

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ESTADÍSTICO

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