Informe Estadístico 2013 Comisión Nacional de la Energía Eléctrica Guatemala

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InformeESTADSTICO

2013

Informe estadstIco 2013

Indicadores del Mercado MayorIsta de electrIcIdad de laRepblica de Guatemala Correspondiente a 2012

Informeestadstico 2013

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PresentacIn del InforMeEl presente informe ha sido elaborado con el propsito de documentar la informacin ms relevante de la operacin del Mercado Mayorista de Electricidad durante el 2012, constituye una valiosa herramienta de consulta para todos los interesados en el tema, siendo un aporte ms de CNEE a la difusin de infor-macin sobre nuestro mercado.

Para la elaboracin del informe se construyeron varios indicadores estadsticos, que son representados en el mismo por ms de ciento veinte grficas y tablas, cada grfica y tabla es debidamente explicada y analizada a lo largo de las cinco secciones que lo conforman. Quedando plasmada informacin esta-dstica, explicaciones, anlisis y puntos de vista sobre varios temas de inters como la produccin de energa y el Precio Spot, el rgimen hidrolgico y la generacin, la demanda de potencia y energa 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 ms importantes que efecta la CNEE; esperamos haber contribuido durante el 2012, mediante la difusin de nuestros informes de monitoreo diarios, semanales, mensuales y con este informe anual, a que la informacin del mercado sea mucho ms simtrica y con esto a que las decisiones que tomen sus actores sean mejores.

Atentamente,

Ing. Marcello EstradaGerente de MercadoCNEE


5

contenido

Presentacin del Informe ......................................................................................................................................3

fuentes de Informacin .........................................................................................................................................7

lista de acrnimos ....................................................................................................................................................8

1. Produccin de energa y precio spot ................................................................................................91.1 Introduccin ...................................................................................................................................... 11

1.2 Abastecimiento de la demanda de energa del Sistema Nacional Interconectado SNI durante el 2012 .................................................................................... 11

1.3 Importacin de Energa / Oferta total de generacin ........................................................ 16

1.4 Costos variables de generacin y precios internacionales de los combustibles ...... 18

1.5 Precios Spot ....................................................................................................................................... 23

2. fenmenos ocano-atmosfricos y su influencia en el rgimen hidrolgico y generacin hidroelctrica en Guatemala durante el ao 2012 .......................................... 31

2.1 Rgimen de lluvias 2012 ............................................................................................................... 33

2.2 Fenmenos ocano-atmosfricos ............................................................................................. 33

2.2.1 Actividad ciclnica 2012 ................................................................................................... 34

2.2.2 El Nio Oscilacin del Sur (ENOS) .................................................................................. 37

2.2.3 La Zona de Convergencia Intertropical (ZCI) ............................................................. 38

2.3 Caudales entrantes a centrales hidroelctricas .................................................................... 38

2.4 Generacin hidroelctrica 2012 ................................................................................................. 42

3. demanda de potencia y energa elctrica del sistema nacional Interconectado (snI) de Guatemala .......................................................... 47

3.1 Anlisis de la demanda de potencia y energa elctrica .................................................. 49

3.2 Demanda de potencia y energa elctrica en el Mercado Mayorista ........................... 54

3.2.1 Potencia .................................................................................................................................... 54

3.2.2 Energa ...................................................................................................................................... 54

3.3 Requerimientos de potencia y energa elctrica de los participantes consumidores en el mercado mayorista durante el 2012................................................. 55

3.3.1 Distribuidores ......................................................................................................................... 55

3.3.2 Grandes Usuarios .................................................................................................................. 64


6

4. aspectos relevantes del Mercado Mayorista de electricidad ........................................ 674.1 Servicios complementarios ......................................................................................................... 69

4.1.1 Reserva Rodante Operativa (RRO) ................................................................................. 69

4.1.2 Reserva Rpida (RRa) .......................................................................................................... 71

4.2 Generacin Forzada ........................................................................................................................ 73

4.3 Desvos de Potencia ........................................................................................................................ 76

4.4 Transacciones en el Mercado a Trmino y el Mercado de Oportunidad de la Energa ........................................................................................................... 77

5. transacciones internacionales y mercado elctrico regional ....................................... 795.1 Transacciones Internacionales del Mercado Mayorista de Electricidad ...................... 81

5.2 Intercambios del Mercado Mayorista de Electricidad con el Mercado Elctrico Regional. ........................................................................................................ 82

5.2.1 Importaciones del MER ...................................................................................................... 83

5.2.2 Exportaciones hacia el MER ............................................................................................. 84

5.2.2.1 Contratos de Exportacin ................................................................................ 86

5.2.2.2 Actores en el mercado de exportacin 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 Interconexin elctrica Guatemala-Mxico ........................................................................... 90

5.5 El Mercado Elctrico en Amrica Central ................................................................................ 92

6. lista de cuadros y grficas ................................................................................................... 97


7

fuentes de InforMacInEl presente informe estadstico fue elaborado con base en los siguientes documentos y reportes que emite el Administrador del Mercado Mayorista (AMM):

InformesdeTransaccionesEconmicas. Posdespachos. Programasdedespachodiario,semanalyanual. Informesdegeneracin.

En los casos donde se utiliz informacin de otras fuentes, se citan al pie del cuadro o grfica correspondiente.


8

lIsta de acrnIMosAdministrador del Mercado Mayorista AMMBarril de combustible BBLCoeficiente de requerimiento adicional de la demanda CADComisin Econmica para Amrica Latina y el Caribe CEPALComisin Nacional de Energa Elctrica CNEEComisin Regional de Interconexin Elctrica CRIEConsejo Director de Mercado Elctrico Regional CDMERCosto variable de generacin CVGDesvos de Potencia DPDistribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. DEOCSADistribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. DEORSADocumentos de Transacciones Elctricas Regionales DTEREmpresa Elctrica de Guatemala, S.A. EEGSAEl Nio Oscilacin del Sur ENOSEnte Operador Regional EORFactor de Planta FPGigavatio-hora GWHInstituto Nacional de Sismologa, Vulcanologa, Meteorologa e Hidrologa INSIVUMEHInternational Research Institute IRIMegavatio MWMegavatio-hora MWHMercado Elctrico Regional MERNational Oceanic and Atmospheric Administration NOAAOrganizacin Meteorolgica Mundial OMMPorcentaje de azufre %SProducto Interno Bruto PIBReglamento del Mercado Elctrico Regional RMERRegulacin Primaria de Frecuencia RPFReglamento Transitorio del Mercado Elctrico Regional RTMERReserva Rpida RRaReserva Rodante Operativa RROSistema de Interconexin Elctrica de los Pases de Amrica Central SIEPACSistema Nacional Interconectado SNIWest Texas Intermediate WTIZona de Convergencia Intertropical ZCI


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1. Produccin de enerGa y PrecIo sPot


10


11

1.1 IntroduccInEl Mercado Spot o Mercado de Oportunidad es el mecanismo de cierre para la Energa, en l se liquidan los excedentes y los faltantes de energa respecto a los contratos suscritos en el Mercado a Trmino.

El Precio Spot es fijado horariamente por el costo variable de la ltima unidad generadora convo-cada por orden de mrito que estuvo generando por lo menos 15 minutos de dicha hora en rgi-men de operacin normal.

Si un Participante Consumidor no tiene cubierta toda su demanda de energa con un contrato, el faltante de energa ser liquidado en el Mercado Spot, se debe tomar en consideracin que el no tener cubierta toda la demanda de energa por un contrato y cubrir un faltante de energa en el Mercado Spot presenta algunos riesgos:

a) Si se produce una falla en el Sistema Nacio-nal Interconectado SNI el AMM convoca a unidades generadoras que pueden tener un costo variable ms alto con el consecuente incremento en el Precio Spot.

b) Debido a que la mayor parte del tiempo las uni-dades generadoras que marcan el Precio Spot son unidades que utilizan como fuente prima-

ria de energa derivados del petrleo, las varia-ciones internacionales en los precios interna-cionales del petrleo y sus derivados influyen directamente en los niveles del Precio Spot.

c) Las indisponibilidades en el parque de gene-racin repercuten en que posiblemente para abastecer la demanda el AMM convoque a unidades de generacin con costos variables ms altos, por lo tanto las indisponibilidades en el parque de generacin tienden a elevar los niveles del Precio Spot.

d) Si se incorpora nuevos participantes pro-ductores con costos variables eficientes, los niveles del Precio Spot pueden tender a una disminucin.

1.2 abastecIMIento de la deManda de enerGa del sIsteMa nacIonal Interconectado snI durante el 2012

En el 2012 se incorporaron al SNI tres nuevos Par-ticipantes Productores, aportando 92.652 MW a la capacidad de generacin efectiva. De esta nueva generacin el 96.20% corresponde a generacin hidroelctrica tal y como se observa en el cuadro 1.

cuadro 1: nueva Generacin incorporada al Mercado nacional en el ao 2012

nombre tipoPotencia

fecha de inicio de operacionesde placa MW efectiva del sistema MW

Palo Viejo Hidroelctrica 85.000 87.231 17/03/2012

HidroPower Hidroelctrica 2.160 1.908 20/11/2012

El Pilar Termoelctrica 10.500 3.513 17/01/2012

TOTAL 97.660 92.652


12

Nuestra matriz de generacin tiene un alto compo-nente de generacin producida con recursos reno-vables, tales como hidroelctricos, geotrmicos y biomasa. La generacin con biomasa es mediante el aprovechamiento del bagazo de caa de azcar, siendo importante para la matriz energtica por-que su aporte de generacin se realiza de noviem-bre a finales de abril abarcando en gran medida la poca seca del ao y con esto complementando a la generacin hidroelctrica que en este perodo se ve disminuida. De enero a abril del 2012, el apor-te a la matriz de generacin con biomasa fue de 24.29%, mientras que el aporte de la generacin hidroelctrica de mayo a octubre fue de 60.42%.

Tal y como se observa en la grfica 1, el aporte de la generacin hidroelctrica en el perodo de ene-ro a abril del 2012 fue de 40.27%, mientras que en el mismo periodo del ao 2011 la generacin hi-droelctrica aport un 35.55%. Este incremento de la generacin hidroelctrica se debe a que el 2012 fue un ao con precipitaciones normales y a que en marzo entr en operacin comercial la hidroelctri-ca Palo Viejo que tiene una potencia de 87.231 MW.

Grfica 1. Produccin de energa del snI (enero-abril 2012)

Hidroelctricas 40.27%

Geotrmicas 2.67%

Biomasa 24.29%

Bnker 17.55%

Disel 0.11%

Carbn 15.12%

En el perodo de mayo a octubre del 2012, que constituy la poca lluviosa del ao, el aporte de la generacin hidroelctrica a la matriz de generacin fue de 60.42% tal y como se observa en la grfica 2, en agosto se estuvo bajo la influencia de la Tormen-ta Tropical Ernesto que aport humedad al pas. Al

realizar una comparacin con el 2011, ao durante el que el aporte de la generacin hidroelctrica de mayo a octubre fue de 57.80%, podemos determi-nar que el porcentaje de generacin hidroelctrica para este perodo fue muy parecido al del 2012.

Grfica 2. Produccin de energa snI (mayo-octubre 2012)

Hidroelctricas60.42%

Disel 0.13%

Carbn 13.90%

Geotrmicas 2.92%

Biomasa 0.84% Bnker

21.80%

El periodo comprendido entre noviembre y di-ciembre se caracteriza porque la generacin con biomasa complementa a la hidroelctrica, que durante dicho perodo del 2012 aport el 42.08% de la generacin total mientras que la biomasa el 20.25% tal y como se observa en la grfica 3, con lo cual ms del 60% de la generacin durante es-tos meses fue con recursos renovables.

Grfica 3. Produccin de energa snI (noviembre-diciembre 2012)

Hidroelctricas 42.08%

Geotrmicas2.81%

Biomasa 20.25%

Bnker 21.27%

Disel0.06%

Carbn13.53%

En la grfica 4 y cuadro 2, podemos apreciar que en el ao 2012 el 50.05% de la generacin

hidroelctrica fue producida con centrales ge-neradoras convencionales, mientras que la ge-neracin Distribuida Renovable tuvo un aporte del 0.94%, siendo entonces el aporte total de la generacin hidroelctrica 50.99%. Si se compara este dato con el 2011, ao en el que el aporte de la generacin hidroelctrica a la matriz de gene-racin fue de 50.26%, se observa que la magni-tud de la generacin hidroelctrica para ambos aos fue muy similar.

Grfica 4. Participacin en la produccin de energa del snI por tecnologa

(enero-diciembre 2012)

Turbinas hidrulicas

50.05%

Turbinas de vapor28.76%

Motores de combustin

interna 20.15%

Turbinas de disel0.10%

Gen. distribuida0.94%

cuadro 2. Produccin de energa por tipo de tecnologa (enero-diciembre 2012)

Tecnologa GWH

Turbinas hidrulicas 4,356.51

Turbinas de vapor 2,502.96

Motores de combustin interna 1,753.46

Turbinas de disel 8.92

Gen. distribuida 81.72

Total 8,703.57

Grfica 5. Participacin en la produccin de energa en el snI por tipo de combustible

(enero-diciembre 2012)

Hidro50.96% Bnker 20.23%

Disel 0.11%

Biomasa 11.52%

Carbn 14.22%

Geotrmica2.82%

Ciclo combinado0.12%

cuadro 3. Produccin de energa por tipo de combustible (enero-diciembre 2012)

combustible GWH

Hidro 4,434.92

Bnker 1,760.55

Disel 9.61

Biomasa 1,003.02

Carbn 1,237.92

Geotrmica 245.63

Ciclo combinado* 11.92

Total 8,703.57

Durante el 2012 el consumo del disel para la ge-neracin de energa elctrica se redujo un 66.41% en comparacin con el ao 2011, para el caso del Bnker (BBL) tambin hubo una reduccin del 3.32% en comparacin con lo consumido en el 2011, en lo que respecta al consumo del Carbn (TM) para la produccin de energa elctrica se observa un incremento del 17.92% respecto a lo consumido en el 2011 debido a la entrada en operacin de la central trmica Las Palmas 2 (Ver grfica 6 y cuadro 4).

13



14

Grfica 6. consumo estimado de combustible para la produccin de energa en el snI

54,923.41

2,572,854.38

469,027.29

18,447.07

2,487,354.83

553,095.41

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

Disel (BBL) Bnker (BBL) Carbn (TM)

Uni

dade

s de

com

bust

ible

2011 2012

cuadro 4. consumo estimado de combustible en el snI

2011 2012 Diferencia 2012-2011 % respecto 2011

Disel (BBL) 54,923.41 18,447.07 -36,476.35 -66.41%

Bnker (BBL) 2,572,854.38 2,487,354.83 -85,499.54 -3.32%

Carbn (TM) 469,027.29 553,095.41 84,068.12 17.92%

La generacin hidroelctrica en el 2012, lleg a cubrir ms del 70% de la demanda mensual de energa en los meses de septiembre y octubre, y ms del 60% en los meses de junio, julio y agosto. En la grfica 7, podemos observar que la deman-da mensual de energa del SNI comparada con la produccin hidroelctrica y el porcentaje de la de-manda que esta generacin cubri en cada mes.

Grfica 7. Porcentaje de la demanda de energa del snI cubierta con generacin hidroelctrica

47.2

8%

39.8

2%

35.8

5%

38.8

3%

40.5

8%

63.1

5%

65.4

9%

69.9

4%

72.1

4%

74.2

4%

49.3

3%

39.0

7%

0%

10%

20%

Jan-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12

May-12

Jun-12 Jul-

12Aug

-12Sep

-12Oct

-12Nov

-12Dec

-12

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

GW

H

Demanda energa SNI Produccin hidroelctrica

% cubierto con gen. hidroelctrica

15


Grfica 8. Porcentaje de la demanda de energa del snI cubierta con energa importada de Mxico

6.17

%

6.32

%

6.22

%

6.25

%

1.87

%

0.97

%

0.67

%

0.88

%

0.97

%

0.63

%

0.51

%

0.74

%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jan-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Aug-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dec-12

GW

H

Demanda energa SNI Importacin de Mxico % cubierto con importacin de Mxico

1.3 IMPortacIn de enerGa/oferta total de GeneracIn

La importacin de Mxico contribuy de ene-ro-abril con un 6.24% del cubrimiento de la de-manda del SNI, es necesario recordar que se man-tiene una restriccin horaria para la operacin de la Interconexin con Mxico de las 21:00 a las

6:00 horas. En el perodo de mayo a diciembre la contribucin de la importacin al cubrimiento de la demanda del SNI fue mucho menor, debido a que el precio de su oferta fue ms alto, razn por la que fue convocada en menor porcentaje.

16


Las grficas 9 y 10 as como los cuadros 5 y 6 re-presentan la oferta total de energa, incluyendo la generacin local, importacin del MER y la im-portacin de energa a travs de la Interconexin con Mxico. La importacin de energa a travs de la Interconexin con Mxico represent un 2.94% de la energa consumida durante el 2012 y la energa proveniente del MER un 0.04%.

Grfica 9. oferta total de energa por tecnologa (ao 2012)

Turbinashidrulicas

48.79%

Turbinas de vapor28.03%

Motores de combustin interna

19.64%

Turbinas de disel0.10% Gen. distribuida

0.92% Importacin MER

0.04%

InterconexinMxico 2.49%

cuadro 5. oferta total de energa por tecnologa

Tecnologa GWH

Turbinas hidrulicas 4,356.51

Turbinas de vapor 2,502.96

Motores de combustin interna 1,753.46

Turbinas de disel 8.92

Gen. distribuida 81.72

Importacin MER 3.26

Interconexin Mxico 222.54

Total 8,929.36

Grfica 10. oferta total de energa por tipo de combustible (ao 2012)

Hidro49.67%

Bnker19.72%

Diesel0.11%

Carbn13.86%

Geotrmica2.75%

Ciclo combinado0.13%

Interconexin Mxico 2.49%

Biomasa11.23%

Importacin MER0.04%

cuadro 6. oferta total de energa por tipo de combustible

Combustible GWH

Hidro 4,434.92

Bnker 1,760.55

Disel 9.61

Biomasa 1,003.02

Carbn 1,237.92

Geotrmica 245.63

Ciclo combinado 11.92

Importacin MER 3.26

Interconexin Mxico 222.54

Total 8,929.36

17



18

1.4 costos VarIables de GeneracIn y PrecIos InternacIonales de los coMbustIbles

El informe macroeconmico de Amrica Latina y el Caribe realizado por CEPAL (junio 2012) indica que el primer trimestre de 2012 se desarroll en un contexto internacional incierto, que inclua los factores de riesgo en la zona del euro, una des-aceleracin de China, un crecimiento precario en los Estados Unidos y posibilidades de conflictos de naturaleza geopoltica que dieran lugar a in-terrupciones en el flujo de petrleo y a alzas de su precio. Es por ello que los precios del petrleo durante el primer semestre se vieron afectados por el comportamiento del mercado internacio-nal, tal como se puede observar en el cuadro 7 y en la grfica 11.

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

WtI

2011 2012 % variacin*

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%

*Variacin respecto al ao 2011


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Grfica 11. Promedio mensual de precios del WtI

Jan-12

Feb-12

Mar-12

Apr-12

May-12

Jun-12

Jul-12

Aug-12

Sep-12

Oct-12

Nov-12

Dec-12

89.71 89.79

103.02

110.01

101.86

96.65 97.23

86.52 86.09 85.80

96.78 98.94

102.82 102.90 106.26

103.20

95.35

82.46

87.80

93.80 94.90 91.03

86.61 88.05

60

70

80

90

100

110

120

$/BB

L

2011 2012

En el cuadro 8 y en la grfica 12 se observa que los precios del Bnker fueron mayores durante el pe-rodo de enero a mayo del 2012 en comparacin con el mismo perodo del 2011, en junio y julio se observa que los precios del Bnker fueron meno-res en comparacin con los precios observados

en stos durante el 2011, situacin que cambia en el perodo de agosto a octubre en donde nue-vamente 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 bnker y disel ($/bbl)

bnker 1%s bnker 3%s disel

2011 2012 % variacin* 2011 2012 % variacin* 2011 2012 % variacin*

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%

Marzo 101.83 118.13 16.00% 95.83 111.26 16.10% 127.44 135.30 6.17%

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%

Octubre 99.46 102.27 2.83% 98.89 96.57 -2.35% 123.48 130.54 5.72%

Noviembre 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%

*Variacin respecto al ao 2011


20

Grfica 12. Promedio mensual de precios del bnker de 1% s

Enero

Febrero Mar

zo Abril

Mayo

Junio Juli

oAgo

sto

Septiem

breOct

ubre

Noviem

bre

Deciem

bre

78.88

90.09

101.83

106.78

100.31

105.61 106.60

98.93 99.15 99.46

101.20 99.02

103.60

111.62

118.13 119.21

106.92

92.06

98.68

108.55 107.72

102.27

98.77 96.29

50

60

70

80

90

100

110

120

130

$/BB

L

2011 2012

Grfica 13. Promedio mensual de precios del bnker de 3% s

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iembr

e

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e

79.07

87.84

95.83

101.39

95.83

99.29

100.32

97.42 98.02

98.89 100.09

95.23

121.81

112.73 111.26 108.80

99.24

87.09 91.28

99.12 101.11

96.57

92.77 93.72

50

60

70

80

90

100

110

120

130

$/BB

L

2011 2012


21

Grfica 14. Promedio mensual de precios del disel

109.43

116.01

127.44

133.82

124.80

124.74 128.16

123.64 123.32 123.48

128.31

121.67

127.78

133.94 135.30

132.19

123.38

109.89

116.58

126.57

131.79 130.54

124.11

123.81

80

90

100

110

120

130

140

150

160

$/BB

L

2011 2012

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iembr

e

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e

En la grfica 15 se observa el comportamiento de los costos variables de generacin; en el caso de las ltimas semanas del 2012 a partir de la 7 hasta la 45, los costos de variables de generacin fue-ron muy similares al ao anterior; por otro lado

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

Grfica 15. costo variable de generacin promedio semanal de motores de combustin interna

100

120

140

160

180

200

220

240

Sem

ana

01

Sem

ana

03

Sem

ana

05

Sem

ana

07

Sem

ana

09

Sem

ana

11

Sem

ana

13

Sem

ana

15

Sem

ana

17

Sem

ana

19

Sem

ana

21

Sem

ana

23

Sem

ana

25

Sem

ana

27

Sem

ana

29

Sem

ana

31

Sem

ana

33

Sem

ana

35

Sem

ana

37

Sem

ana

39

Sem

ana

41

Sem

ana

43

Sem

ana

45

Sem

ana

47

Sem

ana

49

Sem

ana

51

$/M

wh

CVG 2011 CVG 2012


22

Como se puede observar en la grfica 16, los cos-tos variables de generacin de turbinas Disel durante el 2012 fueron bastante estables, la ge-

neracin con esta tecnologa tuvo una participa-cin de 8.92 GWH lo que representa el 0.10% de la oferta total de generacin.

Grfica 16. costo variable de generacin promedio semanal de turbinas de disel

240.00

250.00

260.00

270.00

280.00

290.00

300.00

310.00

320.00

330.00

340.00

Sem

ana

01

Sem

ana

03

Sem

ana

05

Sem

ana

07

Sem

ana

09

Sem

ana

11

Sem

ana

13

Sem

ana

15

Sem

ana

17

Sem

ana

19

Sem

ana

21

Sem

ana

23

Sem

ana

25

Sem

ana

27

Sem

ana

29

Sem

ana

31

Sem

ana

33

Sem

ana

35

Sem

ana

37

Sem

ana

39

Sem

ana

41

Sem

ana

43

Sem

ana

45

Sem

ana

47

Sem

ana

49

Sem

ana

51

$/M

wh

CVG 2011 CVG 2012

Como se puede observar en la grfica 17 el valor del agua de la Central Chixoy present su mxi-mo valor en las semanas 21 a la 25, al comparar

estos valores con los que tuvo para el mismo pe-rodo del 2011, podemos observar que los valo-res del 2012 fueron menores.

Grfica 17. Valor del agua semanal de chixoy

0

50

100

150

200

250

Sem

ana

01

Sem

ana

03

Sem

ana

05

Sem

ana

07

Sem

ana

09

Sem

ana

11

Sem

ana

13

Sem

ana

15

Sem

ana

17

Sem

ana

19

Sem

ana

21

Sem

ana

23

Sem

ana

25

Sem

ana

27

Sem

ana

29

Sem

ana

31

Sem

ana

33

Sem

ana

35

Sem

ana

37

Sem

ana

39

Sem

ana

41

Sem

ana

43

Sem

ana

45

Sem

ana

47

Sem

ana

49

Sem

ana

51

$/M

wh

Chixoy 2011 Chixoy 2012


23

Grfica 18. Valor del agua semanal de Jurn Marinal

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

Sem

ana

01

Sem

ana

03

Sem

ana

05

Sem

ana

07

Sem

ana

09

Sem

ana

11

Sem

ana

13

Sem

ana

15

Sem

ana

17

Sem

ana

19

Sem

ana

21

Sem

ana

23

Sem

ana

25

Sem

ana

27

Sem

ana

29

Sem

ana

31

Sem

ana

33

Sem

ana

35

Sem

ana

37

Sem

ana

39

Sem

ana

41

Sem

ana

43

Sem

ana

45

Sem

ana

47

Sem

ana

49

Sem

ana

51

$/M

wh

Jurn Marinal 2011 Jurn Marinal 2012

1.5 PrecIos sPotEn el 2012 el Precio Spot tuvo valores superiores en comparacin con el 2011 tal y como se apre-cia en la grfica 19, en los meses de abril, mayo y junio el mismo estuvo por debajo de los valores registrados durante el mismo perodo en el 2011,

el resto del ao fue superior al 2011. El mes en el que el valor fue ms alto fue mayo, mes de tran-sicin entre la poca seca y la lluviosa por lo que ante la limitada generacin hidroelctrica, se ge-neraron 460.505 GWH con plantas trmicas.

Grfica 19. comparativo precio spot promedio mensual 2011-2012

120.

48

129.

72

146.

86 16

6.78

189.

92

182.

20

119.

90

120.

36

100.

05

91.6

7

113.

70

109.

26

124.

35

157.

36

167.

92

164.

84

176.

06

141.

46

129.

38

129.

77

127.

22

139.

23 15

7.34

143.

66

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

0

50

100

150

200

$/M

WH

2011 $/MWH 2012 $/MWH % variacin respecto 2011

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iembr

e

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e


24

cuadro 9: Precios spot promedio mensuales

$/MWH 2011 $/MWH2012 $/

MWHdiferencia 2011-2012

% variacin respecto

2011

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%

Octubre 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%

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

Grfica 20. Precio spot promedio anual

0

20

40

60

80

100

120

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

$/BB

L

$/M

WH

Spot promedio anual WTI promedio anual


25

cuad

ro 1

0: P

reci

o Pr

omed

io s

pot

19

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

13Pr

omed

io

men

sual

Ener

o

28.4

652

.31

38.6

344

.98

53.0

743

.38

47.2

165

.43

73.4

911

9.17

62.0

012

4.12

120.

4812

4.35

135.

3775

.50

Febr

ero

36

.73

54.3

133

.59

37.3

260

.61

44.2

249

.77

68.5

972

.48

117.

3269

.88

124.

7612

9.72

157.

3614

5.48

80.1

4

Mar

zo

34.8

561

.41

30.7

138

.05

63.6

745

.14

52.3

774

.79

74.8

111

9.26

71.7

712

3.77

146.

8616

7.92

155.

5184

.06

Abr

il

43.9

382

.08

44.3

648

.357

.65

47.1

61.3

81.2

477

.72

123.

9180

.58

122.

1216

6.78

164.

84N

ULL

85.8

5

May

o

59.2

770

.96

52.5

855

.34

64.2

649

.86

90.3

892

.87

96.5

413

8.29

107.

3912

1.93

189.

9217

6.06

NU

LL97

.55

Juni

o

58.6

754

.21

41.1

347

.91

53.9

950

.18

89.7

479

.39

97.0

813

8.5

109.

3911

1.76

182.

2014

1.46

NU

LL89

.69

Julio

42

.44

56.7

550

.07

54.9

151

.95

46.8

755

.55

78.6

710

9.64

129.

5110

7.73

95.7

411

9.90

129.

38N

ULL

80.6

5

Agos

to

41.2

463

.96

47.9

855

.14

55.6

553

.31

59.3

680

.41

99.3

613

1.27

121.

9076

.38

120.

3612

9.77

NU

LL81

.15

Sept

iem

bre

43

.05

51.7

640

.63

54.0

258

57.1

55.0

176

.89

78.5

411

8.72

123.

6674

.63

100.

0512

7.22

NU

LL75

.66

Oct

ubre

40

.29

58.4

742

.952

.48

58.8

549

.09

49.4

875

.51

81.8

610

9.37

134.

2377

.53

91.6

713

9.23

NU

LL75

.78

Nov

iem

bre

31.6

653

.66

43.6

48.9

752

.72

53.7

151

.32

68.9

176

.72

102.

5612

3.13

126.

9596

.16

113.

7015

7.34

NU

LL83

.53

Dic

iem

bre

26.5

146

.74

37.4

637

.95

58.9

946

.15

47.9

966

.89

72.6

411

1.71

77.8

312

3.45

98.9

210

9.26

143.

66N

ULL

77.1

2

Prom

edio

an

ual

29.0

944

.11

57.2

742

.46

50.0

156

.46

48.8

62.1

676

.93

89.6

512

0.52

103.

2410

3.98

132.

5814

6.55

145.

4577

.59


26

En las grficas 21 y 22 se observa la gran influen-cia que tienen los motores de combustin inter-na y el Bnker en la fijacin del Precio Spot, ya que en el 2012, si se analiza la fijacin del Precio Spot por tecnologa muestra que el 82.16% fue marginado por motores de combustin interna y al analizar la fijacin del Precio Spot por tipo de combustible se observa que en un 82.12% fue fi-jado por Bnker.

Grfica 21. fijacin del precio spot por tecnologa

Turbinas hidrulicas

10.47%

Turbinas de vapor 5.79%

Motores de combustin

interna 82.16%

Turbinas de disel 0.00%


Grfica 22. fijacin del precio spot por tipo de combustible

Hidro 10.47%

Bnker 82.12%

Diesel 0.05%

Biomasa 0.32%

Carbn 5.48% Geotrmica

0.00%

Ciclo combinado 0.00%


En la grfica 23 se aprecia la existencia de una clara relacin entre el comportamiento del Precio Spot y los precios del disel y el bnker.

Grfica 23. Promedios mensuales del precio spot y combustibles

$/BB

L

$/M

WH

Spot Disel Bnker

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iembr

e

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e

En la grfica 24 se presenta la curva de duracin del Precio Spot. El Precio Spot mximo se mantu-

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

Grfica 24. curva de duracin del Precio spot

0

50

100

150

200

250

1

285

569

853

1137

1421

1705

1989

2273

2557

2841

3125

3409

3693

3977

4261

4545

4829

5113

5397

5681

5965

6249

6533

6817

7101

7385

7669

7953

8237

8521

$/M

WH

Horas

27


En la grfica 25, se observa la participacin en la fijacin del Precio Spot de los diferentes gene-radores, siendo la central generadora Arizona la que durante el 2012 tuvo una mayor participa-cin en la fijacin del Precio Spot con 34.49%, se-

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

Grfica 25. unidades o centrales que fijaron el precio spot (% de tiempo)

34.4

9%

14.5

9%

11.5

4%

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

%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

ARI

ZON

A

PUER

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ZAL

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A

LAS

PALM

AS

5

PALO

VIE

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PALM

AS

3

LO

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4

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28



29

En la grfica 26, se observa una comparacin entre los Precio Spot de El Salvador, Panam y Guatemala, pudiendo apreciar que el Precio

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

Grfica 26. comparativo de precios spot de energa

0

50

100

150

200

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$/M

WH

Guatemala El Salvador Panam

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

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Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iembr

e

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e

cuadro 11. comparativo de precios spot de la energa

$/MWH

el salvador (1) Panam (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 Panam


31

2. fenmenos ocano-atMosfrIcos y su InfluencIa en el rGIMen HIdrolGIco y GeneracIn HIdroelctrIca en GuateMala durante el ao 2012


33

Para el desarrollo del presente anlisis hidro-cli-mtico, se ha tomado como referencia los siguien-tes informes climatolgicos y meteorolgicos de distintas agencias nacionales e internacionales:

I. Anlisis mensual meteorolgico (de mayo a octubre 2012). Publicados por el Instituto Na-cional de Sismologa, Vulcanologa, Meteoro-loga e Hidrologa (INSIVUMEH).

II. El Nio/La Nia Hoy (Febrero, Mayo, Junio, Septiembre y Noviembre 2012). Publicados por la Organizacin Meteorolgica Mundial (OMM).

III. Summary of 2012 Atlantic Tropical Cyclone activity and verification of authors seaso-nal and two-week forecast. Publicado por Klotzbck, P. and Gray, W. en The Tropical Me-teorology Project, Department of Atmosphe-ric Science, Colorado State University.

IV. Cold and warm episodes by season, Chan-ges to the Oceanic Nio Index (ONI). Publi-cado por National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), Climate Prediction Center, National Weather Service.

2.1 rGIMen de lluVIas 2012Las precipitaciones pluviales a nivel nacional du-rante la poca de lluvia del ao 2012, perodo comprendido entre los meses de mayo y octubre, registraron acumulados dentro del promedio his-trico, sin embargo la variacin en la distribucin espacial y temporal de dichos eventos hizo que hubieran meses y regiones en que los respecti-vos valores estuvieran por debajo o por encima del promedio y por consiguiente la generacin de cada central hidroelctrica estuvo marcada por el mes y su ubicacin geogrfica dentro del territorio nacional.

De acuerdo al INSIVUMEH el mes de abril por ejem-plo, fue un mes muy hmedo comparado con su promedio histrico, ya que se presentaron tres frentes fros que alcanzaron la pennsula de Yuca-tn as como sistemas de baja presin que resulta-

ron en altas precipitaciones principalmente en la regin Sur, Meseta Central y Franja Transversal de Norte, donde se llegaron a registrar acumulados hasta 45% por encima del promedio histrico. De igual manera durante el mes de mayo alcanzaron acumulados arriba del 50% del promedio histri-co 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 excepcin del mes de junio que present dficit 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 re-sultado acumulado de lluvias por arriba del pro-medio en la mayor parte del territorio nacional.

Por el contrario hubo meses con dficit de lluvias, como lo fue el mes de julio que estuvo marcado por una cancula que se desarroll entre el 10 y el 20, por lo cual termin con acumulados por debajo del promedio histrico en la mayor parte del territorio nacional. Asimismo en septiembre no se present actividad ciclnica que afectara a Guatemala, lo cual hizo que este mes terminara con acumulados por debajo del promedio. Octu-bre fue un mes muy inestable, sin embargo los acumulados de lluvias fueron deficitarios, con excepcin de la Boca Costa del Pacfico donde los acumulados de lluvias fueron mayores que el promedio histrico.

2.2 fenMenos ocano-atMosfrIcos

La actividad climtica y meteorolgica en el terri-torio guatemalteco est influenciada por distin-tos fenmenos ocano-atmosfricos y eventos de la circulacin atmosfrica global, que por tele-conexiones influyen en la humedad, temperatu-ra y presiones en distintas regiones del territorio nacional, regional y global. Por la ubicacin geo-grfica de Guatemala entre los principales facto-res macro-climticos (ocano-atmosfricos) que inciden en el rgimen de lluvias a nivel nacional se mencionan las actividades ciclnicas en las cuencas del Ocano Atlntico, Caribe y Pacfico, El Nio Oscilacin del Sur (ENOS) y la Zona de Convergencia Intertropical (ZCI).


34

2.2.1 Actividad ciclnica 2012

La actividad ciclnica del Ocano Atlntico co-mienza el 01 de junio y finaliza el 30 de noviembre de cada ao. El ao 2012 se caracteriz por tener un gran nmero de ciclones dbiles formados en altas latitudes pero solamente un huracn inten-so. Esta actividad se concentr principalmente en el noreste subtropical de Atlntico, mientras que el nico huracn intenso Sandy se desarroll en el Atlntico central hasta llegar a la costa Noreste de los Estados Unidos.

El Proyecto Meteorolgico Tropical desarrollado por el Departamento de Ciencias Atmosfricas de la Universidad Estatal de Colorado, utiliza para medir la actividad ciclnica en el Atlntico Tro-pical dos ndices, la Energa Ciclnica Acumula-da (ACE por sus siglas en ingls) y la Actividad Neta Ciclnica Tropical1 (NTC por sus siglas en ingls), entre otras. Los promedios del ACE y del NTC son de 96 y 100 puntos respectivamente para el perodo 1950-2000. Durante el ao 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 ubicacin donde se desarroll dicha actividad durante este ltimo ao dentro de la cuenca del Atlntico tuvo poco influencia en el rgimen de lluvias en el territorio nacional tal y como lo muestra la figura 27.

1 El ACE es una medida del potencial de destruccin de una tormenta y se define como la suma de cuadrados de la velocidad mxima para cada perodo de 6 horas durante su existencia. Mientras que el NTC incluye el nmero de tormentas, das de tormentas, nmero de huracanes, das de huracanes, nmero de huracanes intensos y das de huracanes intensos, es decir da un n-dice general de la actividad de huracanes en la cuenca del Ocano Atlntico.


35

Grfica 27. actividad ciclnica en la cuenca del ocano atlntico y caribe durante el ao 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 Ocano Atlntico y Cari-be, solamente tres tuvieron efecto directo o indi-recto en el incremento de lluvias a nivel nacional. La primera fue la Tormenta Tropical Ernesto, ubi-cada aproximadamente a 400 kilmetros hacia el noreste de Izabal, tuvo efectos de bandas nubo-sas 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 pas una Onda Tro-pical originaria de la Depresin Tropical Helen, generando nublados parciales a totales con llu-vias en la mayor parte del territorio nacional. La tercera fue la Sper Tormenta Sandy, que lleg a convertirse en Huracn, la cual se form el 18 de

octubre en aguas del Mar Caribe al Suroeste de Jamaica. La amplia circulacin ciclnica de este evento favoreci viento del Nordeste e ingreso de humedad sobre el territorio nacional, con llu-vias y lloviznas importantes en regiones del Nor-te, Caribe y Franja Transversal del Norte.

Por otro lado la actividad ciclnica en el Pacfico report 17 tormentas totales, de las cuales ni-camente la Tormenta Tropical Carlotta que se form entre el 14 y 16 de junio provoc inesta-bilidad e ingreso de humedad de ambos litora-les favoreciendo lluvias en reas de Occidente, Sur-occidente y hacia el Norte del pas. La acti-vidad ciclnica en el Ocano Pacfico durante el ao 2012 se muestra en las figuras 28(a) y 28(b).


36

Grfica 28(a). actividad ciclnica en la cuenca del ocano Pacfico durante el ao 2012 en el perodo comprendido de mayo a agosto


Grfica 28(b). actividad ciclnica en la cuenca del ocano Pacfico durante el ao 2012 en el perodo comprendido de septiembre a octubre


2.2.2 El Nio Oscilacin del Sur (ENOS)

Las condiciones de La Nia en el Ocano Pacfico Tro-pical se mantuvieron de dbiles a moderadas desde octubre del 2011 hasta principios de abril del 2012, fe-cha en que las condiciones pasaron a una fase de tran-sicin en condiciones neutras (ni El Nio ni La Nia), las cuales se mantuvieron hasta junio. Entre julio y septiembre, las temperaturas del mar superficial en el Pacfico Tropical alcanzaron valores correspondien-tes a un evento dbil de El Nio, aunque la respuesta atmosfrica correspondiente a tal evento no se desa-

rroll, en el territorio de Guatemala se redujeron las precipitaciones pluviales adems de la presencia de la Cancula o Veranillo. Una respuesta atmosfrica es necesaria para que los efectos de El Nio tengan im-pactos globales. A partir del mes de octubre hasta el final del ao las temperaturas en la superficie del mar disminuyeron y se mantuvieron correspondientes a condiciones neutras. En la grfica 29 puede observar-se cmo evolucion el fenmeno de El Nio durante el ao 2012 a partir de las temperaturas en promedio trimestral en la superficie del mar del Ocano Pacfico Tropical en la regin denominada Nio 3.4.

Grfica 29. evolucin de las temperaturas en promedio trimestral en la superficie del mar del ocano Pacfico tropical, en la regin denominada nio 3.4.

ndice ocenico de el nio (onI) 2001-2012

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

2011 2012 2013

C

Trimestres ONI El Nio La Nia

DJF

JFM

FMA

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MJJ

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FMA

MA

M

AM

J

MJJ

JJA

JAS

ASO

SON

ON

D

ND

J

DJF

JFM

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

37


La Administracin Nacional Ocenica Atmosf-rica (NOAA por sus siglas en ingls) toma como principal ndice para monitorear, evaluar y pre-decir el fenmeno de La Nia y El Nio, el ndice Ocenico del Nio (ONI por sus siglas en ingls). Este ndice mide las anomalas de las temperatu-ras en la superficie del mar del ocano Pacfico en la regin Nio 3.4, localizada en (5N-5S, 120-170W). Dichas anomalas son medidas en pro-medios trimestrales, y es considerado un even-to de La Nia si dichas anomalas son menores a -0.5C del promedio y si prevalecen por cinco trimestres consecutivos o ms. Por el contra-rio, cuando dichas anomalas tienen como valor 0.5C o ms por encima del promedio, es consi-derado un fenmeno de El Nio. El fenmeno de La Nia generalmente se presenta en Guatemala con temperaturas ms bajas de lo normal y con precipitaciones pluviales por encima del prome-dio a nivel nacional, mientras que El Nio presen-ta lo contrario, temperaturas elevadas y precipi-taciones por debajo del promedio.

2.2.3 La Zona de Convergencia Inter-tropical (ZCI)

La Zona de Convergencia Intertropical (ZCI) es un cinturn que se forma a lo largo del Trpi-co y se debe a la confluencia de los vientos que soplan del Sureste con los del Noreste, que car-gados de humedad forman sistemas de baja presin y nubosidad. La ZCI tiene un despla-zamiento peridico el cual es inducido por los rayos solares, ubicndose sobre y bajo el ecua-dor durante el verano boreal y austral respecti-vamente. Durante el ao 2012 este cinturn se ubic sobre el territorio nacional provocando grandes acumulados de lluvias entre el 11 y el 23 de mayo. Asimismo, durante la segunda quin-cena 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 Pacfico se mantuvo muy inestable

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

2.3 caudales entrantes a centrales HIdroelctrIcas

Como se describe en la seccin 2.1 las precipi-taciones correspondientes al ao 2012 tuvieron variaciones durante el desarrollo de la poca de lluvia en las distintas regiones del territorio na-cional, como resultado el comportamiento hi-drolgico de los ros que alimentan a las distintas centrales hidroelctricas tuvo similitud de acuer-do a su ubicacin geogrfica. Es decir, que la hi-drologa de las centrales hidroelctricas ubicadas en la Boca Costa se comport de una manera semejante, lo mismo sucedi con las centrales localizadas a lo largo de la Franja Transversal del Norte y por otro lado las ubicadas dentro de la Meseta Central.

Analizando los caudales entrantes en los embal-ses de las centrales hidroelctricas de Pueblo Vie-jo Chixoy (Chixoy), Jurn Marinal y Aguacapa en la figuras 30(a), 30(b) y 30 (c), se puede observar que el ao 2012 inici con caudales superiores al promedio histrico y a los caudales reportados durante el ao 2011 (el cual fue un ao con un episodio de La Nia), esto probablemente debi-do a que las lluvias generadas por la Depresin Tropical 12-E durante octubre del 2011 permiti que los mantos acuferos se recargaran al final del mismo ao, los cuales alimentaron los ros en la poca seca del 2012 durante los meses de enero a marzo. De manera similar se comportaron los meses de abril, mayo y junio, que adems de ser influenciados por el fenmeno de La Nia, fueron afectados por frentes fros, el acercamiento de la ZCI y la tercera Tormenta Tropical del Ocano Pa-cfico, Carlotta, dando como resultados caudales por arriba del promedio histrico.

38



39

Grfica 30(a). caudales promedio (1979-2008) vrs caudales 2011 y 2012, embalse Pueblo Viejo chixoy

0.0

50.0

100.0

150.0

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300.0

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Caud

ales

(m3 /

s)

Caudales entrantes en embalse Chixoy

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Juni

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toSe

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mbr

e

Dicie

mbr

e

Grfica 30 (b). caudales promedio (1979-2008) vrs caudales 2011 y 2012, embalse aguacapa

0.0

2.0

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20.0

Caud

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s)

Caudales entrantes en embalse Aguacapa

PROM

2011

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Ener

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Julio

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e

Grfica 30 (c). caudales promedio (1979-2008) vrs caudales 2011 y 2012, embalse Jurn Marinal

Ener

o

Febr

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Mar

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Abril

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Julio

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16.0

Caud

ales

(m3/

s)

Caudales entrantes en embalse Jurn Marinal

PROM

2011

2012

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 cauda-les por arriba del promedio en la mayor parte del territorio nacional. Por el contrario, el mes de julio se present una cancula de diez das, la cual tuvo como resultados caudales por de-bajo del promedio histrico en la gran mayora de las centrales hidroelctricas, con excepcin de Jurn Marinal, la cual tiene como embalse el lago de Amatitln cuyo principal afluente es el ro Villalobos, el cual recibe aportes de aguas residuales de 13 municipios de Guatemala en el transcurso del ao, y por consiguiente existe un aporte hidrolgico constante. Septiembre fue otro mes deficitario, ya que no tuvo influencia ciclnica. Es importante mencionar que hist-ricamente este mes es el segundo mximo de

acumulado de lluvias a nivel nacional, sin em-bargo en el 2012 estos valores fueron por deba-jo del promedio histrico.

Al evaluar los volmenes de agua total escurri-dos durante el ao 2012 en los embalses de las centrales Chixoy y Aguacapa, se puede obser-var en las grficas 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 ao con regis-tros de lluvias dentro del promedio histrico. Sin embargo en el caso de Jurn Marinal este valor fue muy por encima del promedio histrico, ver grfica 31(c). Como fue descrito anteriormente, el incremento de la poblacin y por consiguiente las descargas de aguas residuales en el ro Villalo-bos, hace que los caudales del mismo sean ms estables en pocas secas.

Grfica 31(a). Volumen promedio (1979-2008) vrs volmenes 2011 y 2012, embalse Pueblo Viejo chixoy

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

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Hm3

Volumen Acumulado Promedio

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dio2007

2005

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1999

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1991

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1987

1985

1983

1981

40


Grfica 31(b). Volumen promedio (1979-2008) vrs volmenes 2011 y 2012, embalse aguacapa

1979

2012

2010

Prome

dio2007

2005

2003

2001

1999

1997

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1993

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1989

1987

1985

1983

1981

Hm3

0.0

50.0

100.0

150.0

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250.0

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400.0

450.0

Volumen Acumulado Promedio

Grfica 31(c). Volumen promedio (1979-2008) vrs volmenes 2011 y 2012, embalse Jurn Marinal

1979

2012

2010

Prome

dio2007

2005

2003

2001

1999

1997

1995

1993

1991

1989

1987

1985

1983

1981

0.0

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150.0

200.0

250.0

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Hm3

Volumen Acumulado promedio

41



42

2.4 GeneracIn HIdroelctrIca 2012

Derivado de la distribucin en el tiempo y en el espacio de las precipitaciones pluviales durante el ao 2012 descritas en las secciones 2.1, 2.2 y 2.3, la generacin hidroelctrica tuvo un com-portamiento proporcional, principalmente en las centrales hidroelctricas con embalse de re-gulacin diaria y las a filo de agua. Adems, en el 2012 la generacin energtica a nivel nacional tuvo mayor participacin de fuentes hidrulicas debido a la incorporacin de nuevas centrales, como lo es el caso de Palo Viejo (87 MW), Santa Teresa (16.6 MW) y Choloma (9.7 MW), estas l-timas dos con su primer ao generando durante 12 meses.

Como puede observarse en las figuras 32(a), 32(b), 32(c), 32(d) y 32(e), a lo largo del primer semestre la energa por central hidroelctrica fue mayor mensualmente en comparacin con la del ao 2011, ya que las condiciones climticas eran favo-rables debido a la Depresin Tropical 12-E en octu-bre del 2011 y al episodio de La Nia presente. La excepcin a esta tendencia de generacin son las centrales hidroelctricas de Chixoy y Aguacapa, la primera debido a que al tener un embalse de re-gulacin anual la energa puede generar en cier-tos momentos de acuerdo a los requerimientos de la demanda nacional del sistema y a las condicio-nes hidro-meteorolgicas previstas. Mientras que la de Aguacapa, su generacin fue muy baja du-rante los meses de febrero y marzo, ya que debido a trabajos de mantenimiento estuvo fuera de ope-racin desde el 13 de febrero hasta el 23 de marzo.

Grfica 32(a). Generacin mensual central hidroelctrica chixoy 2011-2012

0.000

20.000

40.000

60.000

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ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Gen

erac

in

GW

h

CHIXOY 2011

CHIXOY 2012


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Grfica 32(b). Generacin mensual central hidroelctrica aguacapa 2011-2012

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5.000

10.000

15.000

20.000

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30.000

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Gen

erac

in

GW

h

AGUACAPA 2011 AGUACAPA 2012

Grfica 32(c). Generacin mensual central hidroelctrica Jurn Marinal 2011-2012

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5.000

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Gen

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in

GW

h

JURUN 2011 JURUN 2012

Grfica 32(d). Generacin mensual central hidroelctrica Xacbal 2011-2012

0.000

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Gen

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GW

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HIDROXACBAL 2011 HIDROXACBAL 2012

Grfica 32(e). Generacin mensual central hidroelctrica renace 2011-2012

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Gen

erac

in

GW

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RENACE 2011 RENACE 2012

44



45

Sin embargo a partir del mes de julio con la lle-gada de la cancula y la transicin del fenmeno La Nia a condiciones neutras, las precipitaciones se redujeron y por consiguiente la generacin hi-droelctrica. Nuevamente la central Chixoy con su embalse de regulacin anual tuvo la capaci-dad de seguir generando de acuerdo a la deman-da del sistema nacional.

En general del total energa generada durante el ao calendario (enero-diciembre) 2012, 50.96% fue generada a partir de energa hidrulica, mien-tras que durante la poca de lluvia (mayo-octu-bre), la misma correspondi al 60.42%. Compara-do con la generada en el ao calendario y poca de lluvia del 2011, las cuales fueron de 50.26% y 57.8% respectivamente, vemos que la produc-cin total anual en el 2011 fue prcticamente la misma comparada con la del 2010, mientras que la generada durante la poca de lluvia aument 2.62 puntos. En la seccin 1 se describe en detalle cmo estuvo conformada la matriz energtica y la

produccin de energa durante el 2012. Las dife-rencias entre la energa total generada durante los aos calendario y las pocas de lluvia, en los aos 2011 y 2012, se debi a la variacin hidrolgica mensual, el ingreso de nuevas centrales hidroelc-tricas y la salidas de operacin de algunas durante eventos extremos como lo fue el caso de la Depre-sin Tropical 12-E, que dej sin generar por varios das 232MW de potencia hidrulica instalada.

Al comparar los valores de la figura 33, entre el 2011 y el 2012 el Factor de Planta (FP) de 16 cen-trales hidroelctricas, las cuales representan ms del 93% de la potencia hidrulica instalada a nivel nacional, podemos observar que: (i) 12 presenta-ron pequeas 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 Depresin Tropical 12-E, quedando fuera de operacin, y (iii) dos disminuyeron 5.5 puntos, siendo estas Jurn Marinal y Matanzas.

Grfica 33. factor de planta y generacin anual de energa de centrales hidroelctricas en Guatemala para los aos 2011 y 2012

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Fact

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GW

H

Generado 2011 Generado 2012 FP % 2011 FP % 2012

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Cand

elaria

El Re

creo

Hidr

oxac

bal

Agua

capa

Jur

n

Lo descrito en el prrafo anterior nos revela que un ao con lluvias copiosas o eventos extremos debido a la actividad ciclnica o el fenmeno de La Nia, no significa necesariamente un ao con la mxima generacin de energa, esto debido a que el incremento de arrastre de sedimentos e

inundaciones pueden afectar la infraestructura de ciertas centrales hidroelctricas dejndolas fuera de operacin en algunos casos. Adems, los efectos derivados de estos eventos pueden tener por consiguiente el incremento de los costos de Operacin y Mantenimiento.

46



47

3. demanda de PotencIa y enerGa elctrIca del sIsteMa nacIonal Interconectado (snI) de GuateMala


49

3.1 anlIsIs de la deManda de PotencIa y enerGa elctrIca

Desde sus inicios, el Sistema Nacional Interco-nectado (SIN) ha experimentado un constante crecimiento de la demanda de potencia y energa elctrica, con excepcin de los aos 1982, 2008 y 2010. El hecho que la demanda de potencia y energa elctrica crezcan ao con ao, se debe a

que las condiciones de la sociedad moderna as lo requieren, consecuentemente la energa elc-trica se ha convertido en uno de los principales motores de desarrollo para el pas.

A continuacin la grfica nmero 34 muestra el comportamiento de la demanda histrica de po-tencia y energa del SNI, tomando en cuenta el perodo comprendido del ao 1961 al 2012. La grfica muestra un crecimiento constante la ma-yor parte del tiempo.

Grfica 34. demanda histrica de potencia y energa del snI

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

1961

1963

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

MW

GW

H

Energa Potencia

De la grfica 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 aos 1965 y 1977 donde se ob-serv un crecimiento considerable de 18.42% y 15.47% respectivamente; por el contrario en los aos 1971 y 1980 el crecimiento aument por debajo del promedio con un 2.52% y 2.79% respectivamente.

De 1982 a 1995, el crecimiento interanual prome-dio fue de 6.22%, sin embargo cabe mencionar que en el ao 1982 el requerimiento de potencia disminuy considerablemente en un 5.98%, po-siblemente por el difcil momento poltico y so-

cial que viva Guatemala en ese momento con un golpe de estado militar y un conflicto armado in-terno en uno de sus puntos ms lgidos. En 1987, se hace notar nuevamente una tendencia de cre-cimiento de un 10.73%, debido a que la econo-ma se empieza a estabilizar con la llegada de un nuevo gobierno elegido democrticamente.

En 1996, se emite la Ley General de Electricidad, su-ceso que se cataloga de mucha importancia para el subsector elctrico de Guatemala, a partir de este ao en donde se reforma el subsector elctrico, se observa nuevamente un crecimiento sostenido de la demanda potencia y energa. Es hasta el 2009, que debido a la crisis econmica mundial que se


50

gener en el 2008 impactando la regin, que el re-querimiento de potencia disminuy a un 0.94%, y para el ao 2010 la disminucin fue de 0.31%. Para el ao 2011, la economa se empieza a estabilizar nuevamente y el crecimiento promedio interanual del requerimiento de potencia fue de 4.42%.

La grfica 35 muestra la demanda mxima de po-tencia del SIN y su crecimiento interanual para el perodo comprendido del 2006 al 2012.

Grfica 35. demanda mxima anual de potencia snI (MW) 2006-2012 y crecimiento porcentual anual de la demanda de potencia

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

1,300

1,350

1,400

1,450

1,500

1,550

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

GW

H

Demanda Mxima SNI Crecimiento anual

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

Las grficas 36 y 37 muestran que tanto la deman-da de potencia como la demanda de energa tienen correlacin con el Producto Interno Bruto (PIB), es decir que el crecimiento del PIB se ve reflejado por el consumo de potencia y energa elctrica, por lo tanto cuando el PIB se incrementa tambin existe un incremento en la demanda de potencia y energa (opuesta cuando la p y la e aumenta el PIB tambin).


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Grfica 36. demanda de potencia - PIb

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

220,000

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mill

ones

de

quet

zale

s

MW

Potencia PIB a precios del 2001

Grfica 37. demanda de energa - PIb

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

220,000

4,800

5,300

5,800

6,300

6,800

7,300

7,800

8,300

8,800

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mill

ones

de

quet

zale

s

GW

H

Energa PIB a precios del 2001

Existe una serie de factores en la actividad econ-mica que pueden influir sobre el crecimiento de la demanda de potencia y energa 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, desempeo de la poltica fiscal, precio interna-cional del petrleo, precios de los combustibles, niveles de las tasas de inters (internas y exter-nas), entre otros.

Como se puede observar en las grficas ante-riores, existe una relacin directa entre el PIB y la demanda de potencia y energa, ya que si la actividad econmica del pas se encuentra en aumento esta demanda tambin tiene una ten-dencia al alza del PIB. Es importante mencionar que muchas de las proyecciones que se realizan sobre el crecimiento econmico que se espera en el pas, se hacen en base a las series del cre-

cimiento interanual de la demanda de potencia y de energa.

En la grfica 37 se puede observar que la de-manda de energa se increment en 3.08% con respecto a la del ao 2011. La grfica 36 que co-rresponde a la demanda de potencia, muestra un incremento de 2.80% para el 2012 en compara-cin con la observada en el 2011.

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

Es muy importante mencionar que el factor de car-ga representa la proporcin en la que se usa la capa-cidad instalada del SNI y de acuerdo a los datos que muestra la grfica 39 el mismo para el ao 2012 tuvo un cremento con respecto al ao 2011.

Grfica 38. factor de carga mensual del snI aos 2011 y 2012

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iembr

e

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dicie

mbr

e60%

61%

62%

63%

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66%

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68%

69%

70%

AO 2011 AO 2012

52



53

De acuerdo al comportamiento del factor de car-ga durante el ao 2012, que muestra la grfica 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 ao 2011 el promedio del mismo fue de 0.6660 y para el ao 2012 fue de 0.6688, lo cual indica el

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

La grfica nmero 39, muestra el consumo anual de energa y su crecimiento para el perodo com-prendido del 2006 al 2012.

Grfica 39. consumo total anual de energa snI (GWh) 2006-2012 y crecimiento porcentual anual del consumo de energa

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

%

GW

H

Consumo SNI Crecimiento anual

De acuerdo con los datos que presenta la grfica anterior, el consumo total anual de energa del SNI muestra para el ao 2007 un mximo creci-miento de 10.33%, mientras que para el ao 2008 muestra su menor crecimiento con un 0.04%. El consumo de energa para el ao 2012 fue de 8361.46 GWh y el crecimiento que hubo entre los aos 2011 y 2012 corresponde a 3.08%.

En la grfica 40, se observa que el consumo total de energa del SNI durante el ao 2012 ascien-de a 8,361.46 GWh, de los cuales el 94.15% co-rresponde al consumo de energa, el 3.65% fue-ron prdidas y el 2.20% corresponde a la energa exportada.

Grfica 40. consumo total de energa

SIN 94.15%

EXPORTACIONES 2.20%

PRDIDAS 3.65%


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3.2 deManda de PotencIa y enerGa elctrIca en el Mercado MayorIsta

El Mercado Mayorista MM, es el conjunto de operaciones de compra y venta de bloques de potencia y energa que se efectan entre agentes del mercado.

El despacho de las unidades de generacin debe ser a mnimo costo y debe considerar como de-manda a cubrir la correspondiente a los Partici-pantes Consumidores y como oferta a despachar la correspondiente a los Participantes Producto-res. Cabe mencionar que los Participantes Con-sumidores para propsitos de coordinacin operativa y comercial, son los Distribuidores, Co-mercializadores, Exportadores y Grandes Usua-rios y los Participantes Productores son los Gene-radores, Comercializadores e Importadores.

La legislacin 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 garanta del suministro. De esa cuenta, con el ob-jetivo de establecer un balance entre la demanda y la oferta de energa elctrica en el corto y largo plazo y de dar una seal econmica que permi-ta alcanzar el objetivo de garanta de suministro, la legislacin vigente establece la obligacin de contratacin anticipada de la capacidad (poten-cia), asociada al suministro elctrico por parte de los Participantes Consumidores del MM.

3.2.1 Potencia

El Distribuidor, Gran Usuario y Exportador estn obligados a cubrir la totalidad de su Demanda Fir-me mediante contratos de potencia que estn res-paldados plenamente con Oferta Firme Eficiente. Es decir que el requerimiento mnimo de potencia que los Participantes Consumidores deben con-tratar, es el equivalente a su Demanda Firme.

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

Mercado Mayorista, que debe ser contratada por cada Distribuidor o Gran Usuario. Esta demanda de Potencia del consumidor ser la coincidente con la Demanda Mxima Proyectada para el SNI y deber tenerla cubierta mediante contratos de potencia, en el Ao 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 est operando en condiciones de mxima de-manda, es decir que cuando se tenga la Deman-da Mxima del Sistema, sta pueda ser cubierta sin ningn riesgo.

3.2.2 Energa

Los requerimientos de energa de los Participan-tes Consumidores pueden ser cubiertos median-te contratos a trmino donde las partes estipulan las cantidades, plazos y precios, o pueden ser cu-biertos a travs del Mercado de Oportunidad de la Energa, donde los precios se fijan horariamen-te y las cantidades de energa a comprar en este mercado corresponden a la demanda del Partici-pante Consumidor.

Cada Participante Consumidor, cuenta as con los mecanismos que le permiten cubrir sus reque-rimientos de potencia y de energa en el MM, debiendo informar al AMM las modalidades de abastecimiento que haya seleccionado de acuer-do a los contratos tipo habilitados en el MM mismo para tales efectos. Con dicha informacin el AMM puede asignar y liquidar las transaccio-nes de energa y potencia de los Participantes del Mercado.

3.3 requerIMIentos de PotencIa y enerGa elctrIca de los PartIcIPantes consuMIdores en el Mercado MayorIsta durante el 2012

Los Participantes Consumidores representan el mayor porcentaje del total de la demanda de energa y potencia del SNI, en las siguientes grficas se presentan los resultados sobre los re-querimientos de potencia y energa elctrica du-rante el periodo correspondiente al ao 2012.

3.3.1 Distribuidores

Los Distribuidores son Agentes del MM con personera individual o jurdica, que poseen o son titulares de instalaciones destinadas a distribuir comercialmente energa elctrica y que poseen un mnimo de quince mil usuarios. En el MM guatemalteco realizan transacciones tres Distri-buidoras, cuyas reas de concesin comprenden las regiones central, occidental y oriental-norte del pas; estas tres Distribuidoras son, en ese or-

den: Empresa Elctrica de Guatemala, S.A. (EEG-SA), Distribuidora de Occidente, S.A. (DEOCSA) y Distribuidora de Oriente, S.A. (DEORSA).

a. Requerimiento de energa para el ao 2012

Para dar cumplimiento al Decreto 96-2000 del Congreso de la Repblica de Guatemala, Ley de la tarifa social para el suministro de energa elctrica, los usuarios del servicio de distribucin final son clasificados en dos grandes grupos, en funcin 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 usua-rios afectos a la tarifa social para el suministro de energa elctrica, y los que excedan de 300 kWh quedan fuera de dicha categora y constituyen el grupo de tarifa no social. A cada uno de estos dos grupos de usuarios del servicio de distribu-cin final de cada Distribuidor, le corresponde una Demanda Firme y Demanda Firme Efectiva que debe cubrirse mediante contratos de poten-cia con Oferta Firme Eficiente de los generadores, as como un consumo de energa asociado.

La grfica 41 muestra la energa total mensual demandada (Tarifa Social y No Social), que co-rresponde a los Distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA durante el periodo 2012.

Grfica 41. energa total demandada (tarifa social y no social)

0

50

100

150

200

250

300

GW

H

DEOCSA DEORSA EEGSA


55


Para analizar la grfica anterior, se iniciar por in-dicar que el consumo promedio mensual de EEG-SA correspondiente al ao 2012 fue de 253.93 GWh, lo que equivale a un 3% ms de consumo promedio mensual de energa en comparacin con el que se observ en el 2011. Para DEOCSA el consumo promedio mensual de energa para el 2012 fue de 114.04 GWh, siendo un 6% mayor al consumo promedio mensual del ao 2011. Por su parte DEORSA tuvo un consumo promedio men-sual de energa 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 ao 2012, EEGSA consumi un total de 3,047.21 GWh, DEOCSA 1,368.14 GWh y DEORSA 1,020.82 GWh. Los meses iden-tificados con un consumo mximo de energa por parte de los Distribuidores, son octubre para EEGSA, diciembre para DEOCSA y mayo para DEORSA.

A continuacin las grficas 42 y 43 presentan la energa demandada de cada distribuidor, que co-rresponden a la Tarifa Social y No social respecti-vamente, los valores estn registrados mensual-mente y corresponden al 2012.

Grfica 42. energa demandada tarifa social

0

20

40

60

80

100

120


GW

H

DEOCSA DEORSA EEGSA

56



57

La grfica 42 muestra el consumo promedio men-sual de los usuarios que estn dentro de la Tarifa Social de EEGSA durante el ao 2012, dicho con-sumo promedio fue de 98.94 GWh, lo que equiva-le a 13.52% mayor al promedio mensual del ao 2011. Para los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social de DEOCSA durante el ao 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 ao 2011.

El consumo total de energa de los usuarios de Tarifa Social de EEGSA correspondiente al ao 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 energa consumida por los usuarios que se encuentran dentro de la Tarifa Social de las distribuidoras fue de 2,423.43 GWh, repre-sentado un 10.92% de crecimiento respecto al que est

Documents

Informe Estadístico 2013 Comisión Nacional de la Energía Eléctrica Guatemala