El Ministerio de Energía y Minas (Minem) tiene una cartera de proyectos de electrificación rural de aproximadamente S/2,000 millones, de los cuales S/352 millones serán invertidos en la región Puno, anunció el viceministro de Electricidad, Martín Dávila Pérez.

«En Puno tenemos una cartera de proyectos de S/352 millones y eso ningún gobierno lo ha hecho. Esta administración se dedica a hacer obras y las puertas del Minem están abiertas para el pueblo, con viceministros viajando al interior del país para atender a la población», indicó desde el distrito de Umachiri, provincia de Melgar.

Al participar en la actividad de inicio de obras de electrificación rural e instalación del primer poste que permitirá brindar servicio de energía a miles de ciudadanos en 21 comunidades de Umachiri, Dávila sostuvo que las obras iniciadas contemplan una inversión superior a S/11 millones para construir 60 kilómetros de líneas primarias de electrificación, con 21 subestaciones y cientos de postes, luminarias y puestas a tierra, atendiendo a una población de 2,902 personas que hasta hoy no cuenta con energía eléctrica en sus hogares.

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Si queremos que nuestro factor de potencia sea lo más cercano a la unidad, nuestra potencia activa debe de ser lo más cercana a la potencia aparente, o sea que debemos de reducir al máximo nuestra potencia reactiva.

Para reducir la potencia reactiva empleamos la compensación de energía reactiva, la cual es el proceso para reducir o eliminar la demanda de energía reactiva en el sistema eléctrico. 

La intención de compensar la energía reactiva es conseguir un factor de potencia lo más cercano posible a la unidad, siendo esta unidad donde toda la potencia se convierte en energía útil.

2. Beneficios de la compensación reactiva

• Reducción de la factura eléctrica, ya que se reducirá o eliminará la penalización por el consumo de energía.
• Optimización técnica en las instalaciones al evitar el sobredimensionamiento de los componentes en la instalación.
• Reducción en la sección de cables gracias a la reducción de pérdidas por sobrecalentamiento.
• Menos caídas de tensión en la instalación.
• Mayor potencia disponible en el transformador ya que la potencia aparente de la instalación se acerca a su potencia nominal, permitiendo que el transformador de potencia puede entregar más kW.

3. ¿Cómo se realiza?

3.1 Instalación del equipo analizador de redes

• Identificación de la zona de trabajo donde se realizará la instalación del equipo de medición, sus peligros y riesgos asociados.
• Charlas de seguridad, salud ocupacional y medio ambiente.
• Registro en la Ficha Técnica (Planilla de Medición) de los datos del Punto de medición y del equipo registrador.
• Preparación de las herramientas y accesorios de conexión (cables y conectores machos de tensión y corriente).
• Verificar, durante el proceso de instalación del registrador (vía software y/o en el display), el correcto funcionamiento del equipo instalado.
• Configurar el registrador de calidad de acuerdo a los parámetros del medidor instalado en el punto de medición donde se va efectuar la medición de calidad de tensión y perturbaciones.
• Anotar las observaciones pertinentes.
• Comunicar al Cliente la correcta finalización y estado del equipo de medición instalado.

3.2 Retiro del equipo analizador de redes

• Comunicar al cliente el retiro del equipo en forma oportuna.
• Gestionar todos los permisos de ingreso necesarios.
• Charlas de seguridad, salud ocupacional y medio ambiente.
• Capturar la información almacenada en el registrador de calidad (registros de tensión, flicker y armónicas).
• Antes de retirar el equipo, se confirmará que la cantidad de intervalos registrados para cada parámetro cumpla lo indicado en la NTCSE, de no ser el caso se dejará conectado el equipo el periodo que resta para el cumplimiento. Además, se analizará el resultado de la medición (buena o mala calidad).
• Desconectar el registrador de calidad.
  

3.3 Elaboración de informe técnico

• Luego de ejecutada la medición de los parámetros eléctricos, se laborará el respectivo informe técnico para el dimensionamiento de la solución de compensación de energía reactiva.

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El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) aprobó el Estudio de Operatividad y de Conexión, que permite a Petroperú iniciar las pruebas de las turbinas de la Central Térmica de Cogeneración de la Nueva Refinería Talara (NRT), planta que tiene como función principal abastecer de vapor y energía eléctrica, dos insumos necesarios para la operación del complejo de refino de Petroperú que continúa con sus pruebas de arranque gradual y progresivo.

Esta etapa de pruebas contempla su integración al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a través de una línea de transmisión en 220Kv (kilovoltios). La Unidad de Cogeneración cuenta con una capacidad de generación eléctrica de 102.34 MW (megavatios), de los cuales se estima que el 90% será para cubrir las necesidades de energía eléctrica de la NRT y el restante podrá ser exportado al SEIN cumpliendo previamente con todas las normativas y regulaciones.

La Central Térmica y todos los equipos relacionados con el proceso de generación de electricidad cumplen con la reglamentación ambiental nacional e internacional en cuanto a emisiones, tomando valores de la guía de referencia recomendados por el Banco Mundial.

Por otro lado, Petroperú informó que viene realizando las coordinaciones logísticas para superar el retraso en el suministro de insumos para las unidades de hidrotratamiento del complejo de refino, generado por el bloqueo de vías que en algunas ciudades del sur país.

La empresa espera trasladar los referidos insumos desde el sur del país hasta Talara, a fin de poder iniciar la producción de gasolinas y diésel con 50 partes por millón (ppm) de azufre. En tal sentido, se estima el inicio de producción de estos combustibles en enero.

Cabe indicar que hasta el momento se han puesto marcha la Unidad Destilación Primaria, la Unidad Destilación al Vacío, la Unidad de Producción y Purificación de Hidrógeno, la Planta de Nitrógeno, los sistemas de enfriamiento y de contra incendio, entre otras unidades de proceso y auxiliares. Luego de concluir con el arranque de las unidades de hidrotratamiento se continuará con las unidades de conversión y conversión profunda.

Durante el proceso constructivo del moderno complejo de refino, se ha generado más de 10 mil puestos de trabajo directos y 20 mil indirectos.

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El término proviene de las palabras griegas tele (τῆlε), que quiere decir «a distancia», y la palabra metron (μετρον), que quiere decir «medida». También se la conoce como telemedición y, a veces, llega a confundirse con la telemática.

La telemetría es una tecnología automatizada que, a través de la comunicación a distancia, permite recopilar, desarrollar y transmitir información de un dispositivo electrónico a otro.

Además, está compuesta por diversos sensores que miden magnitudes físicas y químicas (presión, temperatura, tiempo, presión, velocidad, conductividad eléctrica, entre otros) que envían datos sobre el funcionamiento de determinado sistema.

2. ¿Cómo funciona la telemetría?

La telemetría inicia con la recopilación de información en señales eléctricas que luego son trasmitidas a través de diferentes etapas para finalmente ser registradas y procesadas como datos medibles.

Los fundamentos básicos de un sistema de telemetría son:

A. Recopilación de datos

Se recopilan los datos a través de diferentes sensores que luego los transforma en señales eléctricas a través de un transductor.

B. Transmisión de datos

Dichos datos pueden ser trasmitidos de manera inalámbrica, por cable, internet o por telemetría mediante GPS, a un dispositivo que codifica la información para que sea fácil de interpretar.

C. Levantamiento de datos

Posteriormente, un receptor recopila, archiva y procesa los datos adquiridos con el fin de visualizarlos en magnitudes comunes como: km/h, presión, temperatura o ubicación en un mapa satelital.

D. Comunicación inalámbrica

De forma remota, a través de un teléfono celular o una red satelital, los datos se transmiten desde el dispositivo a un centro de control ubicado a distancia donde concentra los datos en tiempo real.

E. Retroalimentación inmediata

La central empieza a recibir y examinar los datos periódicamente, permitiendo de manera inmediata el despacho de órdenes a través de un operador humano o un sistema automatizado.

3. Aplicaciones de la telemetría

El uso de la telemetría está destinada a cualquier industria que utilice procesos o activos tecnológicos como la aeronáutica, la agricultura, las petroleras, la biología, la medicina, la minería, los servicios públicos y, sobre todo, la industria automotriz, que utiliza el sistema de telemetría en flotas vehiculares.

Algunos de las aplicaciones de la telemetría en el sector automotriz son:

• Optimización de las rutas.
• Localización del vehículo en tiempo real.
• Información sobre el consumo de combustible.
• Medición de lubricantes y líquidos en los tanques.
• Evaluación sobre el desempeño de los motores y neumáticos.
• Supervisión de la temperatura del vehículo y el estado de la carga.

4. ventajas de la telemetría

El uso de esta tecnología beneficia a las empresas y a cada uno de sus procesos, ya que facilita las operaciones y centraliza la información, incrementando la productividad y disminuyendo los riesgos. Sus principales ventajas son las que se describen a continuación:

A. Optimizar la productividad de la flota

Acompañar a los operarios de manera remota hace que perfeccionen sus hábitos y seas más productivos. También permite visualizar el número de clientes visitados y el tiempo que pasa con cada uno, generando una mejor coordinación de las flotas, lo que asegura los tiempos de entrega.

B. Analizar el rendimiento en tiempo real

Mejora el desempeño de los operarios y previene obstáculos gracias a los datos obtenidos en tiempo real sobre la ruta, velocidad y localización de las flotas, modo de manejo, tiempos de detención y consumo de combustible, siendo este último un factor cable en determinar la eficiencia entre autos de gasolina, híbridos y eléctricos. También a la hora de un robo o acto delictivo, el sistema permite notificar enseguida a las autoridades.

C. Seguridad laboral

Al monitorear el modo de manejo, sus horarios y los posibles excesos de velocidad, contribuye a crearles consciencia a los operarios, cuidar el manejo y eliminar las malas prácticas, lo cual también mejora las acciones que se van tomando, reduciendo el nivel de riesgo de la flota y posibles costos de siniestralidad.

D. Reducir costos de mantenimiento

Con el aporte inmediato de estos sistemas de comunicación sobre el estado de las flotas, cada reporte optimiza el tiempo, previene accidentes y permite programar mantenimientos que en conjunto reducen los gastos de la empresa.

E. Garantizar una administración eficiente de la flota

Las plataformas de telemetría unifican diferentes tipos de expedientes (datos de los operarios, licencia, seguro, tarjeta de circulación, contratos, entre otros.), lo que permite administrar toda esa información a través de una sola plataforma.

Sin bien la telemetría es un sistema que ayuda en la toma de decisiones porque permite análisis rápidos, reducción de costos y optimización de los procesos, todavía se sigue desarrollando y está en constante crecimiento, así que es importante que se mantenga constantemente actualizado. 

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El Esquema de Rechazo Automático de Carga es un mecanismo de desconexión de carga por acción automática de relés que se realiza con la finalidad de preservar la estabilidad y seguridad del sistema eléctrico. Los esquemas de rechazo automático de carga son preestablecidos mediante estudios eléctricos del sistema eléctrico que son efectuados por el COES-SINAC.

2. Información requerida

2.1 Los Usuarios Libres y los Distribuidores deben enviar al COES lo siguiente:
a) Información de su demanda total registrada en medidores y en períodos de 15 minutos, del día de máxima Demanda del SEIN del mes pasado. Los Distribuidores enviaran la demanda totalizada de sus usuarios regulados.

b) Información de la magnitud de las Cargas Esenciales conectadas a sus redes, adjuntando la calificación emitida por OSINERGMIN.

c) Diagrama unifilar simplificado de sus instalaciones, en formato “dwg” con el detalle de las cargas propias y de otros suministradores, y la identificación de los circuitos que contengan Cargas Esenciales y cargas asignadas al ERACMF y/o ERACMT. Dicho diagrama unifilar debe ser complementado con una base de datos.

d) Información de su carga total asignada en el ERACMF y ERACMT, para periodos de HFP y HP, y el segundo Esquema de Rechazo Automático de Carga.
e) La magnitud de su carga rechazada, en periodos de 15 minutos a partir de lo registrado en sus contadores de energía electrónicos, y la hora del inicio y fin del RC ejecutado (por circuitos).

3. Criterios generales:

3.1 Se rechaza carga cuando se presente déficit de potencia activa y/o reactiva en el SEIN o parte del mismo, como consecuencia de salidas programadas o forzadas de equipos, caudales bajos en los ríos, escasez de combustibles, entre otros. Asimismo, se rechaza carga en caso de sobrecargas de equipos y/o problemas de tensión. Tiene como objetivo mantener la integridad del SEIN, el control de las tensiones y la frecuencia del SEIN de acuerdo con la NTCSE y NTCOTRSI.

3.2 En los RC, sin que ello signifique exclusión del RC, el COES privilegiará el abastecimiento
del suministro eléctrico de acuerdo al siguiente orden de prioridad:
a) Las Cargas Esenciales calificadas por OSINERGMIN.
b) Los Usuarios Regulados.
c) Los Usuarios Libres.
El Programa de RC y las disposiciones de rechazo de carga establecidos por el COES no podrá ser modificado por los Agentes.

3.3 Los Usuarios Libres y los Distribuidores, podrán reemplazar parte o el total de su carga a ser rechazada, mediante el ingreso de Unidades de Generación propias.

3.4 Los Usuarios Libres que por inflexibilidades propias de su carga no puedan cumplir con la magnitud de rechazo de carga asignada por el COES, deberán rechazar la magnitud de carga factible inmediatamente superior a la carga asignada. La carga rechazada en exceso no generará derecho a pago de compensaciones o resarcimientos.

3.5 Un Usuario Libre podrá disponer de dos Esquemas de Rechazo Automático de Carga.
Ambos esquemas, equivalentes y mutuamente excluyentes deben respetar la magnitud de carga total y la magnitud de carga por etapas asignadas en el Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación (ERACG) aprobado por el COES. El primer esquema se utilizará para un Estado Normal de operación en el ERACMF o ERACMT; y el segundo esquema, para reemplazar las cargas del primer esquema que sean incluidas en el RC del Usuario Libre propietario de ambos esquemas. La implementación de estos dos esquemas deberá ser comunicado previamente al COES y deberá contar con su aprobación.

3.6 Los Usuarios Libres y los Distribuidores deberán ejecutar la totalidad del RC dispuesto por el COES, en un tiempo no mayor a 15 minutos de la hora establecida por el COES como inicio de los rechazos de carga, independientemente del número de Esquemas de Rechazo Automático de Carga que tengan aprobados por el COES. Las empresas implementaran los automatismos necesarios para rechazar carga en un tiempo máximo de rechazo de carga que determinará el COES, el cual no será no mayor a 15 minutos. Los automatismos de las empresas distribuidoras solo deben operar sobre sus clientes libres
y/o usuarios regulados.

3.7 El COES podrá incluir en el Programa de RC, la carga que forma parte de los Esquemas de Rechazo Automático de Carga implementados por los Usuarios Libres y/o Distribuidores, hasta una magnitud que se considere segura para la actuación de los ERACMF o ERACMT.
Esta magnitud será determinada en el Estudio de Rechazo Automático de Carga y Generación realizado por el COES anualmente.

3.8 El COES, a más tardar el 15 de noviembre de cada año, remitirá a OSINERGMIN un estudio con la evaluación de los bloques de reducción de carga de los Usuarios Libres. En dicho estudio se determinará el tiempo máximo de ejecución de los RC dispuestos por el COES por parte de los Usuarios Libres que tengan aprobado su segundo Esquema de Rechazo Automático de Carga.

Asimismo, como parte de este estudio el COES determinará el tiempo máximo de ejecución de los rechazos de carga de extrema urgencia que dispone en tiempo real para preservar la seguridad operativa del SEIN o parte del mismo y que no deberá ser mayor a 3 minutos.

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A. Objetivos

• Análisis de las inconsistencias entre la carga y el sistema.
• Predicción del futuro funcionamiento de las cargas de los equipos o del deterioro de estos últimos.
• Mejorar la eficiencia del sistema.
• Eliminar armónicos, sobretensiones y transitorios de la red eléctrica.
• Evitar fluctuaciones en el voltaje.
• Extender el ciclo de vida de la red eléctrica y sus componentes.
• Evitar sobrecalentamiento en los transformadores.

B. ¿Qué se hace en este estudio?

1. Análisis de armónicos. Incluye el uso de programas de computadora para reconocer y predecir posibles problemas de armónicos y métodos de reducción.
   
2. Análisis de sobretensiones y transitorios. Se graban las sobretensiones y transitorios.
   
3. Análisis de caídas y subidas de voltaje. Se graban las caídas y subidas pequeñas, así como los valores y rutas.
   
4. Análisis de energía reactiva. Se calcula la energía reactiva preferida en los extremos de distribución y carga.
   
5. Análisis de energía cautiva. Se calcula y sincroniza la energía cautiva para satisfacer las demandas y disminuir el consumo de combustible y recargos por servicios.
   
6. Análisis de flujo de potencias. Predice las magnitudes del flujo de la energía, los niveles del voltaje y las pérdidas en las ramificaciones del sistema en función de las condiciones de funcionamiento especificadas.

C. Alcances del estudio

• Parámetros de tensión y corriente (Vrms e Irms)
• Espectro armónico de tensión y corriente (Vh e Ih)
• Eventos de tensión de corta duración.
• Distorsión total armónica de tensión y corriente (THDv y THDi)
• Potencia activa, reactiva y factor de potencia.
• Captura de transitorios a solicitud del cliente.

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1. El papel de la calidad de la energía en el desempeño de una empresa

La calidad de la energía es particularmente importante en instalaciones de alta tecnología, como data centers, hospitales o plantas de producción. De cualquier manera, aquellas que no disponen de tantos avances tecnológicos, como edificios gubernamentales y comerciales, también pueden beneficiarse de este análisis, pues su tolerancia a las perturbaciones eléctricas igualmente es limitada.

Cuando la calidad de la energía queda comprometida, puede haber costosas repercusiones, daño prematuro en los equipos, una reducción de la productividad e interferencias operativas. Las variaciones más comunes son caídas o picos de voltaje, interrupciones cortas o largas, distorsiones armónicas, desequilibrios, etc.

Las instalaciones que cuentan con calidad de la energía pueden beneficiarse de los sistemas de monitoreo 24/7 que utilizan distintos hardware para medir la susceptibilidad de la electricidad, software para grabar e interpretar los datos y comunicación alámbrica o inalámbrica para informar a la gerencia de algún problema. Este monitoreo también puede controlar los sistemas de respaldo de la instalación.

2. ¿Qué es un estudio de calidad de energía?

Se trata de un análisis que identifica problemas con la calidad de la energía. Este permite lidiar con cuestiones de confiabilidad y estabilidad antes de que afecten el desempeño de una instalación o las ganancias de toda la organización.

La calidad de la energía se refiere a la entrega necesaria de energía a un equipo eléctrico para que funcione correctamente.

A través de este estudio, se puede medir el voltaje, la corriente eléctrica y la calidad de la puesta a tierra si armónicos son detectados.

3. ¿Por qué se realiza?

La calidad de la energía es uno de los temas cruciales para las instalaciones industriales, así como uno de los aspectos que menos se aprovechan para reducir gastos. Un cableado inapropiado, una puesta a tierra incorrecta, cargas desbalanceadas o equipos sin la protección apropiada pueden comprometer la calidad de la energía. La necesidad de guía, monitoreo y un buen funcionamiento hace del estudio de la calidad de la energía algo recurrente en las empresas.

4. Beneficios

• Prevención de interrupciones.
• Ahorro de dinero.
• Mejora en la productividad.
• Posibilidad de agregar más maquinaria.
• Mayor seguridad.
• Asistencia en el mantenimiento preventivo y predictivo.
• Identificación de la fuente y frecuencia de los eventos.
• Monitoreo de las condiciones.
• Evaluación del desempeño según las especificaciones.

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«Durante este año no se han emitido normas ni actualizaciones al marco regulatorio para el sector energético, y estamos a la espera que termine el proceso para que se promulgue el Proyecto de Ley que Modifica la Ley N° 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica”, dijo el presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables – SPR, Brendan Oviedo.

Al respecto, señaló que luego que las diversas entidades relacionadas al sector eléctrico entregaron
en agosto pasado sus aportes y comentarios a esta propuesta, están a la espera que ésta se
promulgue pronto. Hay un sentido de urgencia de avanzar rápidamente con los cambios propuestos
en dicha legislación, y así beneficiar a los peruanos a través de menores costos de energía, mayor
inversión, más empleo y, mínimos impactos ambientales.

El ejecutivo indicó que en marzo del próximo año se debería convocar las licitaciones de las
distribuidoras que atienden la demanda de los usuarios regulados y todavía no se tiene el marco
normativo para posibilitar que las centrales renovables no convencionales, en particular las solares,
puedan participar y competir eficientemente con las tecnologías convencionales, como las centrales
hidroeléctricas o termoeléctricas.

De otro lado, el ejecutivo destacó que para promover la diversificación de la matriz energética es
fundamental facilitar el establecimiento de contratos de suministro de energía eléctrica respaldados
por centrales renovables de largo plazo, que permitirá dar estabilidad a los flujos de los proyectos y
viabilizar las inversiones requeridas.

Además, Oviedo mencionó que está pendiente de emitirse el reglamento de Generación Distribuida
(GD) que podría permitir que los usuarios no solo puedan generar electricidad localmente en sus
predios si no que podrían inyectar energía en la red de distribución. La GD complementa a la
generación convencional, y aportaría al país con sistemas eléctricos más resilientes y confiables, una
mejor calidad del servicio a los usuarios finales y mayor acceso de electricidad, mayor inversión en
energías limpias y nuevos empleos, y reducción de costos de energía.

En general, una actualización del marco regulatorio permitiría avanzar con un cambio en la matriz
energética del Perú que actualmente se basa principalmente en dos recursos energéticos que
operan actualmente, hidroeléctrica y gas natural. ‘’Tenemos que impulsar la diversificación y
descentralización de nuestra matriz energética con energías renovables para garantizar la seguridad
energética del país”, advirtió el directivo.

La entrada 2022: Un año con pocos avances en marco regulatorio que no permite más competencia en el sector energético. se publicó primero en CESI Energy.

A. La Calidad de Producto suministrado al Cliente se evalúa por las transgresiones de las tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia y perturbaciones en los puntos de entrega. El control de la Calidad de Producto se lleva a cabo en períodos mensuales, denominados «Períodos de Control».

B. De acuerdo a lo especificado en cada caso, con equipos de uso múltiple o individuales se llevan a cabo mediciones independientes de cada parámetro de la Calidad de Producto. El lapso mínimo de medición de un parámetro es de siete (7) días calendario continuos, con excepción de la frecuencia cuya medición es permanente durante el Período de Control. A estos períodos se les denomina «Períodos de Medición».

C. En cada Período de Medición, los valores instantáneos de los parámetros de la Calidad de Producto son medidos y promediados por intervalos de quince (15) minutos para la tensión y frecuencia, y diez (10) minutos para las perturbaciones.
Estos períodos se denominan «Intervalos de Medición». En el caso de las variaciones instantáneas de frecuencia los «Intervalos de Medición» son de un (1) minuto.

D. Si en un Intervalo de Medición se comprueba que el indicador de un determinado parámetro esta fuera de los rangos tolerables, entonces la energía o potencia entregada durante ese intervalo se considera de mala calidad. En consecuencia, para el cálculo de compensaciones se registran los valores medidos de
los parámetros de control y se mide o evalúa la energía entregada en cada Intervalo de Medición separadamente.

E. Las compensaciones se calculan en función a la potencia contratada o energía entregada al Cliente por su Suministrador en condiciones de mala calidad.

F. Cuando se detecten deficiencias en la Calidad del Producto, en una Etapa, y éstas persistan en una posterior, las compensaciones se calculan en función a las compensaciones unitarias y potencias contratadas o cantidades de energía suministradas en condiciones de mala calidad correspondientes a cada Etapa.

G. Las compensaciones se aplican separadamente para diferentes parámetros de control de la calidad sobre el mismo producto entregado, si éste fuera el caso; y se siguen aplicando mensualmente hasta que se haya subsanado la falta y a través de un nuevo Período de Medición se haya comprobado que la Calidad de Producto satisface los estándares fijados por la Norma.

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El Ministerio de Energía y Minas (Minem) suscribió dos convenios de transferencia financiera de recursos con los municipios distritales de Napo (Loreto) y Masisea (Ucayali), que permitirán ejecutar obras de agua potable, saneamiento e infraestructura educativa en comunidades nativas y centros poblados ubicados en ambas comunas.

Los convenios fueron suscritos por el viceministro de Hidrocarburos, Martín Dávila Pérez, y los alcaldes de Napo, Gil Blas Ruiz Ríos, y de Masisea, Manuel Óscar Dreyfus, en ceremonia efectuada en la sede del Minem, donde ambas autoridades resaltaron el apoyo del Gobierno para cerrar brechas sociales y permitir que más peruanos accedan a servicios básicos.

Alcances

En Napo, el convenio respectivo permitirá invertir más de 6.9 millones de soles para crear e instalar el sistema de agua potable y saneamiento para el centro poblado de Huitotos del Negro Urco, a fin de permitir que la población originaria que habita en esa zona cuente con un servicio básico esencial que mejore su calidad de vida.

En tanto, el acuerdo con Masisea hará posible mejorar dos centros educativos de nivel primario en la comunidad nativa de Vista Alegre y el centro poblado de Nuevo Progreso, con una inversión superior a 7.8 millones de soles para el cierre de brechas y acceso a educación a los niños de ambas localidades.

El viceministro Dávila sostuvo que el Minem priorizó la atención de los servicios de educación, salud y agua potable como criterio para utilizar estos recursos transferidos y destacó que en lugar de que estos recursos reviertan al Estado, se gestionó su transferencia a los municipios correspondientes para ejecutar obras demandadas por las comunidades.

Ambos alcaldes, por su parte, resaltaron la articulación con el Minem para crear nueva infraestructura en beneficio de las comunidades, e indicaron que este esfuerzo se complementa con las obras de electrificación rural en curso en sus jurisdicciones, como mejor muestra del compromiso del Gobierno por lograr que más peruanos cuenten con servicios de calidad.

Producción eléctrica

En octubre de este año, la producción de energía eléctrica registrada a escala nacional ascendió a 5,102 gigavatios hora (GWh), resultado mayor en 4.2% respecto al mismo mes del 2021, reportó el Minem.

Este resultado incluye los Sistemas Aislados y el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

De acuerdo con el informe principales indicadores del sector eléctrico del país, elaborado por los especialistas del Minem, del total registrado, 4,987 GWh (98%) fue generado para el mercado eléctrico y 115 GWh (2%) para uso propio, requerido por las empresas industriales.

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