Auditados 2008 osinergmin

7/17/2019 Auditados 2008 osinergmin

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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓNTARIFARIA

IInnf f oorrmmee FFiinnaall A Auuddiittaaddoo A Aññoo 22000088 A All 3311 ddee DDiicciieemmbbrree 22000088

EEllaabboorraaddoo ppoorr:: UUnniivveerrssiiddaadd EESS A ANN – – GGeesstt iióónn & & EEnneerrggí í aa



2

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaOSINERGMIN

“PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓNECONÓMICA Y FINANCIERA 2008”

Informe Auditado 2008

INDICE

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LAINFORMACIÓN RECIBIDA 8

1.1. CONTENIDO DEL INFORME 9 1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 9

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 10

2. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO 11

2.1. MARCO DE ESTUDIO 12

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL 13 2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS 13 2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO 16 2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS 20

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO 25 2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL 25 2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN 30 2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS 34

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS 44 2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL 44

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO 51

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO 55 2.6.1. CÁLCULO DEL ROA 55 2.6.2. CÁLCULO DEL ROE 56 2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA 57 2.6.4. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TIR. 59 2.6.5 TIR base VNR ¡Error! Marcador no definido. 2.6.6. Estimación del VNR 60 2.6.7. Estimación de la GIR 61 2.6.8. Estimación de “n” 62 2.6.9. Estimación de la TIR base VNR 62 2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico 62 2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas 64 2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales 66 2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico 67



3

2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas 68 2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales 69

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS 69 2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL 69 2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS 73

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO 76

2.9. RANKING EMPRESARIAL 79

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO 81 2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO 81 2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS 85 2.10.3. TIPO DE CAMBIO 86 2.10.4. SECTOR EXTERNO 86 2.10.5. SECTOR FISCAL 87 2.10.6. NOTICIAS SECTOR ELÉCTRICO: AÑO 2008 89



4

INDICE DE GRAFICOSGráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa ................................................................................. 13 Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema .................................................................... ............................. 1 Gráfico 3 Total de Activos ................................................................................................................................ Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio ............................................................................................................... 1 Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa ................................................................................. 16 Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema. .......................................................................... ...................... 1 Gráfico 7 Componentes del Pasivo ...................................................... ............................................................ Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto ......................................................................... ............................. 1 Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa .................................................................................. ........ 18 Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico ........................ ................................ 20 Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema ............................................. 24 Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras.......................................................................... 26 Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisora .......................................................................... 26 Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras ....................................................................... 27 Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras.......................................................................... 27 Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras ........................................................................ 28 Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras ....................................................................... 28 Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras ...................................................................... 31 Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras ..................................................................... 31 Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras.................................................................... 32 Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras .................................................................. 35 Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras .......................................... 35 Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras ........................................ 36 Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras ................................................................ 36 Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras ............................................... 37 Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras ..................................... 37 Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras ............................................................... 38 Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras .............................. 38 Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras .................................... 39 Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN .................................................................................................... Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN ......................................................................... 40 Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN ....................................................................... 41 Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados ............................................................................ 4 Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados .................................................... 42 Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados ................................................. 42 Gráfico 36 Producto Bruto Interno-Evolución Trimestral ........................................................................... 82 Gráfico 37 Balanza Comercial Trimestral del 2006-I al 2008-IV ................................................................ 87



5

INDICE DE TABLASTabla 1 Inventario de la Información Recibida 10 Tabla 2 Activos por Empresa 15

Tabla 3 Activos y Participación por Empresa 15 Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa 45 Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras 45 Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras 46 Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 47 Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema 47 Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa 48 Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras 49 Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras 50 Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 50 Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema 51 Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) 52 Tabla 15 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) 53 Tabla 16 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo 54

Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico. 63 Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa 64 Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas 65 Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas) 66 Tabla 21 TIR base VNR de Empresas Estatales 66 Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas 67 Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector 68 Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privadas 68 Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada 68 Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal 69 Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales 69 Tabla 28 Balance General 2000 – 2008 (S/. miles) 71 Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2009 (S/. miles) 72 Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles) 73 Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa 73 Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2009 75 Tabla 33 Ranking General 79 Tabla 34 Ranking Total 80 Tabla 35 Producto Bruto Interno 82 Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2008 83 Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua 84 Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2008 84 Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh) 85 Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación 85 Tabla 41 Balanza Comercial 87 Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles) 88

INDICE DE ILUSTRACIONESIlustración 1 Evolución Total de Activos 19 Ilustración 2 Evolución del Patrimonio 19 Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio 19 Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa 20



6

INDICE DE CUADROS

Cuadro N°1.0: Resumen del Balance General por sistemas ................................. 184Cuadro N°2.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistema ........ 185Cuadro N°3.0: Resumen del Balance General por Actividad ................................. 186Cuadro N°4.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad ....... 187Cuadro N°5.0: Balance General Resumido de las empresas de servicio eléctrico188Cuadro N°5.1: Balance General de las Empresas Generadoras .......................... 189Cuadro N°5.2: Balance General de las Empresas Transmisoras ......................... 190Cuadro N°5.3: Balance General de las Empresas Distribuidoras .......................... 191Cuadro N°6.0: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas de servicio

eléctrico ......................................................................................... 192Cuadro N°6.1: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas

generadoras …………………………………………………………193Cuadro N°6.2: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas

transmisoras ………………………………………………………. .194Cuadro N°6.3: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas

distribuidoras ........................................................................................ 195

Cuadro N°7.0: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresasde servicio eléctrico. ...................................................................... 196

Cuadro N°7.1: Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de las empresasGeneradoras .................................................................................. 197

Cuadro N°7.2: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresastransmisoras .................................................................................198

Cuadro N°7.3: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresasdistribuidoras ..................................................................................199

Cuadro N°8.0: Ratios de las Empresas Eléctricas. ................................................ 200Cuadro N°8.1: Ratios de las empresas Generadoras ............................................ 201Cuadro N°8.2: Ratios de las empresas Transmisoras ........................................... 202Cuadro N°8.3: Ratios de las empresas Distribuidoras. .......................................... 203Cuadro N°9.0: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por tipo

de empresa y sistemas. .................................................................. 204



7

Cuadro N°9.1: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General. ................... 205Cuadro N°9.2: Costo Combinado por Naturaleza y Destino Genera

de las empresas generadoras ........................................................ 206Cuadro N°9.3: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General

de las empresas transmisoras ........................................................ 207

Cuadro N°9.4: Costo Combinado por Naturaleza y Destino Generalde las empresas distribuidoras ..................................................... 208

Cuadro N°10.0: Flujo de efectivo por tipo de empresa .......................................... 209Cuadro N°10.1: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Generadoras ........ 210Cuadro N°10.2: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Transmisoras. ....... 211Cuadro N°10.3: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Distribuidoras ....... 212Cuadro N°11.0: Consolidado General de Activos Fijos .......................................... 213Cuadro N°11.1: Activo Fijo por Tipo de Empresa y Sistemas ................................ 214Cuadro N°12.0: Resumen de los Ratios financieros (Formulario) ......................... 215Cuadro N°13.0: Glosario de Términos de las empresas eléctricas ....................... 216





9

1.1. CONTENIDO DEL INFORME

El presente documento constituye el informe anual del “Procesamiento y Análisisde la Información Económica Financiera a Diciembre 2008” encargada por laGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de la OSINERGMIN (OSINERGMIN-GART) al consorcio Universidad ESAN – Gestión & Energía. La informacióncontenida corresponde al Informe Auditado del Año 2008 que incluye informaciónde 41 empresas del servicio de electricidad.

1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA

La Información Económica Financiera de las principales empresas del SectorEléctrico correspondiente a los Estados Financieros del año 2008 fueproporcionada por el OSINERGMIN-GART en medios magnéticos y/o impresos ya través de correo electrónico; y pertenecen a un total de 42 empresas. Tambiénadjuntaron archivos en Excel con información procesada, correspondiente a losperiodos 2007 y 2008, con la finalidad de poder efectuar el análisis comparativo

respectivo.

A continuación se presenta el inventario de la información recibida para laelaboración del presente informe trimestral de procesamiento; donde:

Donde: n = No Recibido; y s = Recibido

H : Histórico

A : Ajustado



10

Tabla 1 Inventario de la Información Recibida

N° Tipo Sistema Código Nombre de laempresa

Flujo deEfectivo

H A H A H A H A H A H H A

1 G SEIN ATOC Atocongo n n n n n n n n n n n n n n n2 G SEIN CAHU Cahua 1 s n s n s n s n s n s s n s s3 G SA CHAV Chavimochic s s s s s s s s s s s s s s s4 D SEIN COEL Coelvisac s n s n s n s n s n s s n s s5 T SEIN CONE Conenhua n n n n n n n n n n n n n n n6 D SEIN EDCA Edecañete s n s n s n s n s n s s n s s7 D SA EDEL Edelsa n n n n n n n n n n n n n n n8 G SEIN EDGL Edegel 2 s n s n s n s n s n s s n s s9 D SEIN EDLN Edelnor s n s s s n s n s n s s n s s

10 G SEIN EEPS Eepsa s n s n s n s n s n s s n s s11 G SEIN EGAS Egasa s n s n s n s n s n s s n s s12 G SEIN EGEM Egemsa s n s n s n s n s n s s n s s13 G SEIN EGEN Egenor s n s n s n s n s n s s n s s14 G SA EGEP E gepsa s n s n s n s n s n s s n s s15 G SEIN EGES E gesur s n s n s n s n s n s s n s s16 G SEIN ELAN Electro Andes s n s n s n s n s n s s n s s17 D SEIN ELC Electrocentro s n s n s n s n s n s s n s s18 D SEIN ELN Electronorte s n s n s n s n s n s s n s s19 D SEIN ELNM Hidrandina s n s n s n s n s n s s n s s20 D SEIN ELNO Electronoroeste s s s s s s s s s s s s s s s21 D SA ELOR Electro Oriente s n s n s n s n s n s s n s s22 G SEIN ELP Electroperú s n s n s n s n s n s s n s s23 D SEIN ELPU Electro Puno s s s s s s s s s s s s s s s

24 D SEIN ELS Electrosur s n s n s n s n s n s s n s s25 D SEIN ELSE Electro Sur Este s n s n s n s n s n s s n s s26 D SEIN ELSM Electro Sur Medio s n s n s n s n s n s s n s s27 D SEIN ELTO Electro Tocache s n s n s n s n s n s s n s s28 D SEIN ELUC Electro Ucayali s n s n s n s n s n s s n s s29 D SEIN EMSE Emsemsa s n s n s n s n s n n s n s s30 D SA EMSU Emseusa s n s n s n s n s n s s n s s31 G SEIN ENER Enersur s n s n s n s n s n s s n s s32 D SA EPAN Electro Pangoa n n n n n n n n n n n n n n n33 T SEIN ESEL Eteselva s n s n s n s n s n s s n s s34 G SEIN GABA San Gabán s n s n s n s n s n s s n s s35 T SEIN ISA Isa-Perú s s s s s s s s s s s s s s s36 G SEIN KALP Kallpa s n s n s n s n s n s s n s s37 D SEIN LDS Luz del Sur s n s n s n s n s n s s n s s38 T SEIN REP Rep s s s s s s s s s s s s s s s39 T SEIN RSUR Redesur s s s s s s s s s s s s s s s40 G SEIN SARO Santa Rosa n n n n n n n n n n n n n n n41 D SEIN SEAL Seal s s s s s s s s s s s s s s s42 D SA SERS Sersa s n s n s n s n s n s s n s s43 G SEIN SHOU Shougesa s s s s s s s n s n s s n s s44 G SEIN SINE Sinersa s n s n s n s n s n s s n s s45 G SEIN SMC Minera Corona s n s n s n n n n n s n n s s46 T SEIN TRAN Transmantaro s s s s s s s s s s s s s s s

47 G SEIN TSEL Termoselva s n s n s n s n s n s s n s s

1 Cahua se fusionó con Energia Pacasmayo 5 5

2 Etevensa se fusionó con Edegel3 Se considera tanto la información en dbf y excel

INVENTARIO DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA AL 12 de Mayo de 2009

FormatoImpreso

FormatoMagnét. 3

BalanceGeneral

Estado deGanancia y

Pérdidas por Naturaleza

Estado deGanancia y

Pérdidas por Destino

Costo Combinadopor Naturaleza

Costo Combinadopor Destino Activo Fijo

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO

El análisis económico y financiero que se presenta en el presente estudio esrealizado en base al Software CTE2.6V2 que se retroalimenta a partir de los datosproporcionados por las empresas.

El cálculo del ROA se realiza en base a la relación Utilidad Operativa y el nivel deActivos del periodo. El ROE se obtiene de la relación entre la Utilidad antes deImpuestos con el Patrimonio Neto del periodo.

Así, para diciembre del 2008, los valores del ROA y ROE en promedio a nivel delsector eléctrico son 10,3% y 14,9% respectivamente.



11

2. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO



12

2.1. MARCO DE ESTUDIO

El presente informe contieneel análisis EconómicoFinanciero de 42 empresasdel sector eléctrico, 18empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 19 empresas distribuidoras.

El análisis se ha efectuado sobre la base de los Estados Financieros, elaborados yremitidos por las mismas empresas a OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido

en el artículo Nº 59 del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Los Estados Financieros proporcionados por cada una de las empresas fueron lossiguientes:- Balance General- Estado de Ganancias y Pérdidas por Destino- Estado de Ganancias y Pérdidas por Naturaleza- Costos Combinados- Flujo de Efectivo- Activo Fijo

Para efectos del análisis comparativo se han tomado como referencia los EstadosFinancieros de diciembre del 2007 y 2008, los que han sido reexpresados a solesde diciembre del 2008, utilizando para ello los índices IPM1 publicados por el INEIcon índice base 1994 = 100,0.

1 IPM Diciembre 2006 173.426072IPM Diciembre 2007 182.505674IPM Diciembre 2008 198.540960

Tipo/Sistemas SEIN SA Universo Marco de EstudioGeneradoras 19 (a) 2 21 18Transmisoras 5 0 5 5Distribuidoras 16 5 21 19

Total 40 7 47 42Marco de Estudio 36 4 40

No presentarón información: (a) Atocongo



13

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL

2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS

El total de activos a diciembredel 2008 fue de S/. 27 925,3millones mientras que lospasivos ascendieron aS/. 12 662,4 millones (45,3%del total activos); y elpatrimonio fue de S/. 15 262,9millones (54,7% del totalactivos).

En el caso de activos totales S/. 27 925,3 millones (100%); el 60,4% correspondena la actividad de Generación; el 31,8% a la actividad de Distribución y el 7,8% a laactividad de Transmisión.

Gráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa

27 925.3

16 870.5

2 171.2

8 883.5

3,000

9,000

15,000

21,000

27,000

M i l l . S / .

Total Activos Tipo Empresa

Total Activos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

27 925.3

15 262.9

12 662.4

-4,0008,000

12,00016,00020,00024,00028,000

M i l l . S / .

Total Act ivos Pasivo y Pa tr imonio Neto

Activos, Pasivos y Patrimonio Neto

Total Activo Patrimonio Neto Total Pas ivo



14

Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,2% (S/. 27 414,3millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico InterconectadoNacional y el 1,8% (S/. 511,0 millones) al Sistema Aislado.

Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema

27 925.3 27 414.3

511.0

-5,000

10,00015,00020,00025,00030,000

M i l l . S / .

Total Activos SistemaTotal Activos SEIN SA

Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales adiciembre del 2008 ascienden a S/. 21 295,1 millones representando el 76,3% deltotal de activos.

Gráfico 3 Total de Activos

27 925.321 295.1

6 630.2

-

5,000

10,00015,000

20,000

25,00030,000

M i l l . S / .

Total Activos Act ivo Fijo y Ot ros Activos

Total Activos Activo Fijo Otros Activos

Del total de activos fijos, el 61,3% corresponden a la actividad de Generación, el

34,5% a la actividad de Distribución y el 4,2% a la actividad de Transmisión.



15

Del total de activos fijos netos, (S/. 21 295,1 millones); se concentra en lasgeneradoras Edegel (20,3% del total de activos fijos) y Electroperú (13,4% deltotal de activos fijos).

Tabla 2 Activos por Empresa

Tipo Empresa ACTIVO FIJO NETO PARTICIPACIÓN PORDic-08 TIPO G/T/D

G Edegel 4,313.6 20.3%G Electroperú 2,863.3 13.4%D Edelnor 2,020.2 9.5%D Luz del Sur 1,799.2 8.4%G Egenor 1,162.0 5.5%G Enersur 1,075.8 5.1%D Hidrandina 899.3 4.2%G Egasa 741.5 3.5%

TOTAL (MILES S/.) 21,295.1 100.0%

Tabla 3 Activos y Participación por Empresa

En Miles S/. ACTIFO FIJO NETO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN ACTIVO FIJO BRUTO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN

Dic-08 POR TIPO POR TOTAL Dic-08 POR TIPO POR TOTALCahua 223,339 1.7% 1.0% 368,560 1.7% 1.1%Chavimochic 34,924 0.3% 0.2% 58,715 0.3% 0.2%Edegel 4,313,571 33.0% 20.3% 6,134,586 28.6% 17.6%Eepsa 144,718 1.1% 0.7% 266,508 1.2% 0.8%Egasa 741,525 5.7% 3.5% 1,532,088 7.1% 4.4%Egemsa 414,857 3.2% 1.9% 620,371 2.9% 1.8%Egenor 1,161,972 8.9% 5.5% 1,984,062 9.3% 5.7%Egepsa 3,905 0.0% 0.0% 5,727 0.0% 0.0%Egesur 170,243 1.3% 0.8% 337,606 1.6% 1.0%Electro Andes 484,432 3.7% 2.3% 587,722 2.7% 1.7%Electroperú 2,863,315 21.9% 13.4% 6,298,657 29.4% 18.1%Enersur 1,075,772 8.2% 5.1% 1,458,485 6.8% 4.2%Kallpa 516,856 4.0% 2.4% 532,040 2.5% 1.5%Minera Corona 92,158 0.7% 0.4% 92,158 0.4% 0.3%

San Gabán 430,432 3.3% 2.0% 540,672 2.5% 1.6%Shougesa 49,661 0.4% 0.2% 152,122 0.7% 0.4%Sinersa 100,905 0.8% 0.5% 129,808 0.7% 0.4%Termoselva 230,134 1.8% 1.1% 349,191 1.6% 1.0%Total Generadoras 13,052,719 100.0% 61.3% 21,449,078 100.0% 61.7%Eteselva 207,116 23.3% 1.1% 289,047 23.7% 0.8%Isa-Perú 134,017 15.1% 0.6% 169,683 13.8% 0.5%Redesur 153,494 17.3% 0.7% 214,359 17.6% 0.6%Rep 29,541 3.3% 0.1% 55,791 4.6% 0.2%Transmantaro 364,666 41.0% 1.7% 492,519 40.3% 1.4%Total Transmisoras 888,833 100.0% 4.2% 1,221,399 100.0% 3.5%Coelvisac 22,724 0.3% 0.1% 27,201 0.2% 0.1%Edecañete 42,817 0.6% 0.2% 75,006 0.5% 0.2%Edelnor 2,020,246 27.5% 9.5% 3,224,002 26.7% 9.3%Electro Oriente 377,751 5.1% 1.8% 458,661 3.8% 1.3%Electro Puno 191,469 2.6% 0.9% 333,673 2.8% 1.0%Electro Sur Este 419,145 5.7% 2.0% 698,561 5.8% 2.0%Electro Sur Medio 218,829 3.0% 1.0% 383,555 3.2% 1.1%Electro Tocache 823 0.0% 0.0% 1,901 0.0% 0.0%Electro Ucayali 100,783 1.4% 0.5% 152,947 1.3% 0.4%Electrocentro 478,586 6.5% 2.2% 977,713 8.1% 2.8%Electronoroeste 249,722 3.4% 1.2% 446,427 3.7% 1.3%

Electronorte 194,240 2.6% 0.9% 366,803 3.0% 1.1%Electrosur 121,321 1.6% 0.6% 236,846 2.0% 0.7%Emsemsa 558 0.0% 0.0% 832 0.0% 0.0%Emseusa 5,423 0.1% 0.0% 10,171 0.1% 0.0%Hidrandina 899,280 12.2% 4.2% 1,499,825 12.4% 4.3%Luz del Sur 1,799,186 24.5% 8.4% 2,673,019 22.1% 7.7%Seal 210,508 2.9% 1.0% 522,435 4.3% 1.5%Sersa 171 0.0% 0.0% 232 0.0% 0.0%Total Distribuidoras 7,353,582 100.0% 34.5% 12,089,811 100.0% 34.8%TOTAL 21,295,134 100.0% 100.0% 34,760,288 100.0% 100.0%SEIN 20,872,960 98.0% 98.0% 34,226,782 98.5% 98.5%SA 422,174 2.0% 2.0% 533,506 1.5% 1.5%TOTAL 21,295,134 100.0% 100.0% 34,760,288 100.0% 100.0%



16

2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO

Al cierre de diciembre del presente año, el pasivo total ascendería a S/. 12 662,4millones lo cual representa el 45,3% de los activos totales, mientras el patrimonioneto a diciembre del 2008 ascendería a S/. 15 262,9; el cual representaría el54,7% de los activos totales.

Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio

12,662.415,262.9

-

2,500.0

5,000.0

7,500.0

10,000.0

12,500.0

15,000.0

17,500.0

Pasivos Patrimonio Neto

M i l l o n e s

S / .

En relación a la estructura del pasivo por subsector, el 62,2% de pasivoscorresponderían al conjunto de empresas generadoras; el 9,1% a las empresas

transmisoras y el 28,7% a las empresas de distribución.Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa

12 662.4

7 872.2

1 145.4

3 644.8

-2,0004,0006,0008,000

10,00012,000

M i l l . S / .

Total Pasivos Tipo Empresa

Total Pasivos Generadoras Transmisoras Distribuidoras



17

Con relación al tipo de sistema se observa una concentración del pasivo enempresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, alcanzando a diciembredel 2008; 99,6% y con sólo 0,4% para las empresas del Sistema Aislado.

Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema.

12 662.4 12 613.8

48.6

-3,0006,0009,000

12,00015,000

M i l l . S / .

Total Pasivos Sistema

Total Pasivos SEIN SA

|

A diciembre del 2008 el pasivo corriente ascendió a S/. 3 443,6 millones (27,2%del pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/. 9 218,8 millones (72,8% del pasivo).

Gráfico 7 Componentes del Pasivo

12 662.49 218.8

3 443.6

-

5,000

10,000

15,000

M i l l . S / .

Total Pas ivos Pas ivo Corriente y NoCorriente

Total Pasivos Pasino No Corriente Pasivo Corriente

El patrimonio neto a diciembre del 2008 ascendería a S/. 15 262,9 el cualrepresentaría el 54,6% de los activos totales.



18

Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto

100,0%

54,6%

(5,000)

5,000

15,000

25,000

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Total Pasivo yPatrimonio

27,925.3

Patrimonio Neto 15,262.9Deuda/Patrimonio 0.8296

Dic. 2008

El Sector Eléctrico presentaría en general un nivel de apalancamiento del 0,8296.Por Subsector, las Generadoras requerirían endeudarse en 0,875 para operar, ylas Distribuidoras y Transmisoras el 0,696 y 1,117 respectivamente.

Cabe destacar que el 58,9% del total del patrimonio neto correspondería a lasempresas generadoras, mientas que 34,3% a las empresas distribuidoras y el6,8% a las de transmisión.

Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa

15 262.9

8 998.4

1 025.8

5 238.8

-

3,000

6,000

9,000

12,000

15,000

M i l l . S / .

Patrimonio Neto Tipo Empresa

Pa trimonio Neto Gene radora s Transmisora s Dis tr ibuidora s



19

Ilustración 1 Evolución Total de Activos

29 828.3

28 561.327 925.3

0.0%-4.2% -2.2%

20,000

22,500

25,000

27,500

30,000

32,500

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

M i l l . S / .

-20.0%

-15.0%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

%

Total Activos Δ Activos

Ilustración 2 Evolución del Patrimonio

29 828.328 561.3 27 925.3

16 773.6 16 166.7 15 262.9

56.6%56.2% 54.7%

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

M i l l . S / .

25.0%

40.0%

55.0%

70.0%

%

Total Activo Patrimonio Neto %Patrimonio Neto

Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio

16,773.6 16,166.7 15,262.9

13,054.6 12,394.6 12,662.4

0.778 0.7670.830

1,500

6,000

10,500

15,000

19,500

24,000

28,500

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

M i l l . S / .

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

Patrimonio Neto Pasivo Deuda/Patrimonio



20

Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa

12 662.415 262.9

7 872.2 8 998.4

1 145.4 1 025.8

3 644.85 238.8

0

3,000

6,000

9,000

12,000

15,000

18,000

M i l l . S / .

Pasivos 12,662.4 7,872.2 1,145.4 3,644.8

Patrimonio Neto 15,262.9 8,998.4 1,025.8 5,238.8

Pasivo/Patrimonio 0.830 0.875 1.117 0.696

Total Generadoras Transmisoras Distribuidoras

2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS2.2.3.1 INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA

Al 31 de diciembre del 2008, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 11 040,5millones. Los gastos operativos fueron de S/. 8 290,8 millones (75,1% de losingresos), resultando en una utilidad operativa de S/. 2 749,7 millones (24,9% delos ingresos). La utilidad neta del periodo fue de S/. 1 408,0 millones;representando el 12,8% de los ingresos totales.

Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico

1 408.0

2 749.7

8 290.8

11 040.5

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

IngresosOperativos

CostosOperativos

UtilidadOperativa

Utilidad Neta

M i l l . S / .



21

a) Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoraslograron el 52,1% de los ingresostotales del sector, registrandoS/. 5 752,0 millones. En tanto, lasempresas distribuidorasparticiparon del 44,3%(S/. 4 892,2 millones) del total deingresos y las transmisoras conel 3,6% (S/. 396,3 millones).

Respecto a los costos, lasempresas generadorasregistraron gastos porS/. 4 075,6 millones (70,9% deltotal de ingresos de lasgeneradoras), las distribuidorasalcanzaron S/. 4 012,7 millones

(82,0% del total de ingresos delas distribuidoras). Los gastos delas empresas transmisorasS/. 202,5 millones (51,1% del total de ingresos de las transmisoras).

Del total de la UtilidadOperativa el 61,0%corresponde a las empresas

generadoras (S/. 1 676,5millones), el 32,0% a empresasdistribuidoras (S/. 879,5millones) y el 7,0% proviene delas empresas transmisoras(S/. 193,8 millones).

Total (Mill. S/.) %8,290.8 100.0%

4,075.6 49.2%202.5 2.4%

4,012.7 48.4%

Gastos

GeneraciónTransmisiónDistribución

% Gastos por Tipo Empresa

Distribución48.4%

Generación49.2%

Transmisión2.4%

Total (Mill. S/.) %11,040.5 100.0%5,752.0 52.1%

396.3 3.6%4,892.2 44.3%

IngresosGeneraciónTransmisiónDistribución

% Ingresos por Tipo Empresa

Distribución44.3%

Generación52.1%

Transmisión3.6%

Total (Mill. S/.) %2,749.7 100.0%1,676.5 61.0%

193.8 7.0%879.5 32.0%

GeneraciónTransmisiónDistribución

Utilidad Operativa

% Utilidad Operativa por Tipo Empresa

Transmisión7.0%

Distribución32.0%

Generación61.0%



22

Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Tipo de Empresa

• Las empresas degeneración presentan unEBITDA2 de S/. 2 263,0millones; superior enS/. 586,5 millones a suutilidad operativa(S/. 1 676,5 millones) porconcepto provisión pordepreciación.

• Las empresas transmisoraspresentan utilidad operativade S/. 193,8 millones yEBITDA de S/. 238,8millones superior en S/ 45,0millones que corresponde a

la depreciación.

• La actividad distribución presenta una utilidad operativa de S/. 879,5millones y un EBITDA de S/. 1 245,0 millones, superior en S/. 365,5millones correspondiente a la provisión por depreciación.

2 EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación

EBITDA por Tipo de Empresa

1,244.3

238.8

2,263.0

-

500.0

1,000.0

1,500.0

2,000.0

2,500.0

Generación Transmisión Distribución

M i l l . S / .

Generación

Transmisión

Distribución

Estructura del Resultado Operativo por Tipo de Empresa

4,892.2

5,752.0

396.3

4075.6

202.5

4012.7879.5

1,676.5

193.8

0 5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

4 5 0 0

5 0 0 0

5 5 0 0

6 0 0 0

Generadoras

Transmisoras

Distribuidoras

Mill S/.

Ingresos Costos Operat ivos Uti lidad Operativa





24

Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema

3,718.1

28.7

-

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

6,000.0

M i l l o n e s

d e

S / .

SEIN SA

EBITDA por Sistema

• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional presenta una utilidadoperativa (UO) de S/. 2 738,0 millones y un EBITDA de S/. 3 718,1millones superior a la UO en S/. 980,1 millones por concepto de provisiónpor depreciación.

• El Sistema Aislado presenta una utilidad operativa de S/. 11,8 millones yun EBITDA de S/. 28,7 millones superior a la UO en S/. 16,9 millonescorrespondiente al concepto de la provisión por depreciación.

2.2.3.2 UTILIDAD NETAA nivel del Sector Eléctrico, la Utilidad Neta a diciembre del 2008 es deS/. 1408,0 millones que corresponden al 12,8% del Total Ingresos.

Por Tipo de Empresa

• Las empresas Generadoras presentan una Utilidad Neta de S/. 837,5.

• Las Transmisoras presentan Utilidad Neta de S/. 99,5 millones; al 31 dediciembre del 2008.



25

• La empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Neta de S/. 471,0 millones;mayor en 2,3% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2007(S/. 460,4 millones).

Por Sistema

• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) representa una UtilidadNeta de S/. 1 400,6 millones.

• El Sistema Aislado presenta una Utilidad Neta de S/. 7,4 millones, superior en33,6% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2007 (S/. 5,5 millones

a soles de diciembre 2008).

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO

En esta parte del informe se presenta el análisis vertical y horizontal del BalanceGeneral ajustado por efecto de la inflación, correspondiente a diciembre del 2008.

2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL

En lo que respecta al Balance General, el análisis vertical se basa en la

asignación de un valor de 100% a los Activos totales y al Pasivo más Patrimonio,haciendo comparables las estructuras de cada una de las empresas bajo análisis.En lo que respecta al Estado de Ganancias y Pérdidas asignamos un valor de100% a los Ingresos totales.

Por Tipo de Empresa

En lo que se refiere alBalance General tenemos lo siguiente:Con respecto a la estructura de Activos de las empresas generadoras, el 77,4%

corresponde al Activo fijo (S/. 13 052,7 millones), mientras que el 15,1%corresponde al Activo corriente (S/. 2 545,5 millones) y el 7,5% a Otros activos nocorrientes (S/. 1 272,4 millones).



26

Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras

Activo fijo77.4%

ActivoCorriente

15.1%

Otrosactivos nocorrientes

7.5%

Para las empresas transmisoras, se puede apreciar que el Activo fijo (S/. 888,8millones) representa el 40,9% de sus Activos totales. Por su parte el Activocorriente (S/. 240,2 millones) constituye el 11,1%, mientras que los Otros activosno corrientes (S/. 1 042,2 millones) representan el 48,0%.

Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisora

ActivoCorriente

11.1% Otros activos

no corrientes48.0% Activo fijo40.9%

Para las empresas distribuidoras, el 82,8% de sus Activos totales corresponde alos Activos fijos (S/. 7 353,6 millones), mientras que el Activo corriente ocupa el14,8% (S/. 1 312,6 millones) y los Otros activos no corrientes el 2,4% (S/. 217,3millones).



27

Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras

Otros activosno corrientes2.4%

ActivoCorriente14.8%

Activo fijo82.8%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de generación, el46,7% proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 7 872,2 millones) y el53,3% de fuentes propias (S/. 8 998,4 millones).

Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras

PatrimonioNeto53.3%

Pasivo NoCorriente

36.3%

PasivoCorriente

10.4%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas transmisoras, el52,8% proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 1 145,4 millones) y el47,2% de fuentes propias (S/. 1 025,8 millones).



28

Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras

PasivoCorriente13.0%

PatrimonioNeto47.2%

Pasivo NoCorriente

39.8%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de distribución, el41,0 % proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 3 644,8 millones) y el59,0% de fuentes propias (S/. 5 238,8 millones).

Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras

PasivoCorriente

15.9%

Pasivo NoCorriente

25.1%

Patrimonio

Neto59.0%

Al analizar elEstado de Ganancias y Pérdidas , se aprecia que los principalesingresos por cada tipo de empresa se relacionan directamente con su actividadprincipal



29

Los Ingresos Totales de lasempresas generadoras ascendieron a S/. 5 752,0millones, siendo su principalingreso la Venta de energía aprecios en barra (45,9% de susIngresos).

De otro lado, los Costos Operacionales ascienden a S/. 4 075,6 millones yrepresentan el 70,9% del Total Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales másrepresentativos se tienen: la Compra de energía con 23,3%, y las Provisiones con11,1% del Total Ingresos respectivamente.Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 1 676,5 millones; lo cual representa el29,1% del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 837,5 millones; 14,6%de los Ingresos totales de las generadoras.

El total de Ingresos de lasempresastransmisoras a diciembre del 2008,ascendió a S/. 396,3 millones;siendo el principal ingreso de estasempresas el pago por Peaje detransmisión que pagan las empresasgeneradoras y representan el 92,6%de sus Ingresos.

Los Costos operativos ascendieron a S/. 202,5 millones y representan el 51,1%de sus Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales, los más representativosson: las Provisiones S/. 85,5 millones; los Servicios Prestados por TercerosS/. 52,5 millones y las Cargas del Personal S/. 39,3 millones; los cualesrepresentan el 21,6%; 13,2 y 9,9% de sus Ingresos respectivamente.

Análisis Vertical: Subsector TransmisiónIngresos

Peajes y usoInstal.

transmisión92.6%

Otros ingresos7.4%

Análisis Vertical: Subsector GeneraciónIngresos

Venta energíaprecios en barra

45.9%

Venta energíaeléctrica al

público38.2%

Otros15.9%



30

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 193,8 millones; lo cual representa el 48,9%del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 99,5 millones; 25,1% de losIngresos totales.

El Total de Ingresos de lasempresasde distribución a diciembre del 2008 asciende a S/. 4 892,2 millones siendoel principal ingreso la venta de energíaeléctrica al público con S/. 4 572,9millones que representa el 93,5% departicipación del Total Ingresos.

Los Costos Operativos ascendieron a S/. 4 012,7 millones representando el 82,0%de los Ingresos. Los más representativos son la Compra de energía (51,2%),Servicios Prestados por Terceros que representan el 8,7% y Provisiones con 8,2%de los Ingresos.

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 879,5 millones; lo cual representa el 18,0%del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 471,0 millones; 9,6% de losIngresos totales.

2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras muestran un nivel de los activos totales deS/. 16 870,5 millones que representa el 60,4% del Total de Activos del Sistema

Eléctrico. Asimismo, el nivel de los pasivos de las empresas generadoras alcanzóS/. 7 872,2 millones; mientras que el patrimonio neto S/. 8 998,4. El 29,1% deActivos totales es propiedad de Edegel; el 20,4% de Electroperú y el 9,9% deEnersur concentrándose en estas 3 empresas el 59,4% de los activos totales.

Análisis Vertical: Subsector DistribuciónIngresos

Otros6.5%

Ventaenergía

eléctrica alpúblico93.5%



31

Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras

Electroperú20.4%

Edegel29.1%

Enersur 9.9%

Otras40.6%

Las empresas transmisoras muestran un total de activos de S/. 2 171,2. El 53,6%de Activos Totales es propiedad de REP; el 20,7% de Transmantaroconcentrándose en estas 2 empresas el 74,3 % de los activos totales. Asimismo,el nivel de los pasivos de las empresas transmisoras alcanzó S/. 1 145,4 millones;mientras que el patrimonio neto S/. 1 025,8.

Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras

Transmantaro20.7% REP

53.6%

Otras25.7%

Las empresas distribuidoras presentan niveles de activo de S/. 8 883,5 millones.Las empresas que concentran el 51,3 % de los Activos Totales en esta actividadson: Edelnor (26,9%) y Luz del Sur (24,4%). Con relación a los pasivos se registraun nivel de S/. 3 644,8 millones; mientras que el nivel de patrimonio se encuentraen S/. 5 238,8.



32

Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras

Luz del Sur

24.4%Otras48,7%

Edelnor 26.9%

Del total de ingresoscorrespondiente a las empresas

generadoras sólo dos empresasconcentran el 43,9%, siendo éstas:Electroperú con el 21,2% y Enersurcon el 22,7%. Edegel tiene unaparticipación del 20,0% sobre el totaly Egenor participa con 6,9% de losIngresos del Subsector Generación.

Del total de ingresos de lasempresas transmisoras Red deEnergía del Perú (REP) concentra57% y Transmantaro el 20,6% de losIngresos del Subsector.

Para las empresas distribuidorassólo dos empresas concentran el

59,0%, siendo éstas: Luz del Surcon el 29,6% y Edelnor con el 29,4%de participación del Total SubsectorDistribución. Mientras queHidrandina tiene el 7,5% departicipación en el total de ingresos.

Ingresos por Generadoras

Enersur 22.7%

Otras29.2%

Edegel20.0%

Egenor 6.9%

Electroperú21.2%

Ingresos por Transmisoras

REP56.9%

Otras22.5%

Transmantaro20.6%

Ingresos por Distribuidoras

Edelnor 29.4%

Luz del Sur 29.6%

Hidrandina7.5%

Otras33.5%



33

Por Sistema

En el Estado de Ganancias y

Pérdidas por sistema se observaque el 97,8% de los Ingresoscorresponde al Sistema EléctricoInterconectado Nacional y el 2,2% alSistema Aislado.

Los Costos de Operación asciendena S/. 8 061,1 millones; para el SEIN

se tiene la participación del 97,2%;mientras que para el SA se tieneparticipación de 2,8%.

Las Utilidades Operativas en elSistema Eléctrico InterconectadoNacional y Sistema Aislado,ascienden a S/. 2 738 millones yS/. 11,8 millones (99,6% y 0,4%respectivamente).

En el análisis de las empresas que conforman el Sistema Eléctrico InterconectadoNacional se observa que en el nivel de Ingresos la representatividad en cuanto altotal de ingresos del sector eléctrico, la mantienen las empresas Luz del Sur,Edelnor, Enersur, Electroperú y Edegel con 13,4%; 13,3%; 12,1%; 11,3% y 10,6%respectivamente.

% Ingresos por Sistema

SA, 2.2%

SEIN, 97.8%

% Costos por Sistema

SEIN, 97.2%

SA, 2.8%

% Utilidad Operativa por Sistema

SEIN, 99.6%

SA, 0.4%

SEIN SAIngresos 97.8% 2.2%Costos 97.2% 2.8%Util. Operativa 99.6% 0.4%





35

Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras

100.0% -5.8% -7.4%

100.0%

-5.8% -9.2%

5,000

10,000

15,000

20,000

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 18,223.9 14,369.8

Dic. 2007 17,169.1 13,542.9

Dic. 2008 16,870.5 13,052.7

Total Activo Activo Fijo

En lo que respecta a la evolución del Pasivo, éste se encuentra 6,7% por encima alo registrado a diciembre de 2007 y -2,1% por debajo de lo registrado en diciembre2006.

Así también, el Patrimonio neto se redujo en 8,1% con respecto al mismo periododel 2007 y 11,6% por debajo de lo registrado en el mismo periodo del 2006.

Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras

100.0%-8.3%

-2.1%

100.0% -3.8%

-11.6%

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 8,045.0 10,178.9

Dic. 2007 7,379.1 9,789.9

Dic. 2008 7,872.2 8,998.4

Pasivo Patrimonio Neto

Durante diciembre del año 2008, los Ingresos operativos de las empresasgeneradoras se incrementaron en 13,3% con respecto a similar periodo del año2007 y aumentaron 7,2% con respecto al año 2006. Sus costos se incrementaron13,8% con respecto al año 2007 y aumentaron 8,0% con respecto al año 2006. La





37

En lo que se refiere al Pasivo, éste disminuyó en 10,2% y el Patrimonio disminuyóen 13,4% respecto a diciembre de 2006. Respecto al año 2007, el Pasivodisminuyó en 15,1% y el Patrimonio disminuyó en 4,1%.

Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras

100.0% 5.8%

-10.2%100.0%

-9.6% -13.4%

0

500

1,000

1,500

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 1,276.1 1,184.2

Dic. 2007 1,349.9 1,069.9

Dic. 2008 1,145.4 1,025.8


Durante diciembre del año 2008, los Ingresos Operativos de las empresastransmisoras disminuyeron en 8,0% en relación al mismo periodo del año 2006, ydisminuyeron en 10,8% en relación al mismo periodo del año 2007. Los costos se

redujeron en 8,1% en relación al mismo periodo de 2006 y se redujeron en 4,4%en relación al mismo periodo de 2007. Como resultado, la Utilidad Operativa seredujo en 16,7% respecto del mismo periodo en el 2007.

Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras

430.9

220.3 210.6

444.4

211.8 232.6

396.3

202.5 193.8

-

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa



38

En relación diciembre del 2007, las Empresas Distribuidoras disminuyeron susniveles de Activos totales en 1,0%. Respecto a diciembre del 2006 los Activostotales disminuyeron en 2,8%.

Existe una disminución en diciembre del 2008 de los Activos fijos netos de 0,7%en relación a diciembre del 2007 y disminución de 3,0 % respecto de diciembre2006.

Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras

-1.9% -2.8%

-2.3%

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 9,144.1 7,581.0

Dic. 2007 8,972.4 7,406.3

Dic. 2008 8,883.5 7,353.6

Total Activo Activo fijo

-3.0

100%

100%

Con relación a los Pasivos se registra disminución de 2,4% con relación al montode diciembre de 2006, y a la vez se muestra disminución del Patrimonio neto en3,2%. Con respecto a diciembre de 2007, existe disminución del Pasivo de 0,6% yreducción del Patrimonio neto de 1,3%.

Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras

100.0% -1.8% -2.4%

100.0% -1.9% -3.2%

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

M i l o n e s

d e

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S o

l e s

Dic. 2006 3,733.5 5,410.6

Dic. 2007 3,665.5 5,306.8

Dic. 2008 3,644.8 5,238.8




39

Respecto a diciembre del 2007, los resultados obtenidos por las empresasdistribuidoras durante diciembre del año 2008 muestran incremento ligero de los

ingresos de 0,3% y una disminución de los costos de 1,3%; lo cual originóaumento de la Utilidad Operativa en 8,6%. Comparando con el año 2006, losingresos disminuyeron en 1,2%; mientras que los costos operativos disminuyeronen 5,7%; logrando un incremento de la Utilidad Operativa en 26,2%.

Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras

4,951.04,253.9

697.1

4,876.9

4,067.0

809.9

4,892.2

4,012.7

879.5

-

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

M i l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingres os Cos tos Operat ivos Utilidad Operat iva

Por Sistema

Las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional(SEIN), en forma consolidada presentan una disminución de los activos en 2,3%en comparación con lo registrado a diciembre de 2007 y también, una reducciónde 6,6% con relación a diciembre del 2006.



40

Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN

100.0%-4.4% -6.6%

100.0% -5.2% -8.1%

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

M i l l l o n e s

d e

N u e v o s

S o

l e s

Dic. 2006 29,346.6 22,702.2

Dic. 2007 28,050.2 21,530.9

Dic. 2008 27,414.3 20,873.0


En lo que respecta a los Pasivos, éstos experimentaron incremento del 2,1% conrespecto a lo registrado a diciembre del 2007 y un disminución de 3,2% conrespecto a diciembre 2006. En cuanto al Patrimonio Neto, éste presentó unadisminución de 5,7% con respecto a diciembre 2007 y de 9,3% con respecto adiciembre 2006.

Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN

100.0% -5.2%-3.2%

100.0% -3.8% -9.3%

5,000

10,000

15,000

20,000

M i l l o n e s

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S o

l e s

Dic. 2006 13,027.6 16,319.0

Dic. 2007 12,354.4 15,695.8

Dic. 2008 12,613.8 14,800.5


Lo que respecta a los resultados obtenidos al final de diciembre del año 2008, losIngresos Operativos presentaron un aumento del 2,2% con respecto al mismoperiodo del 2006 y aumento de 6,0% respecto al 2007. Los Costos Operativos seincrementaron en 5,3% respecto al mismo periodo del 2007 y aumentaron en



41

0,1% respecto al 2006; mientras que la Utilidad Operativa aumentó 8,1% respectoal 2007 y 9,0% respecto al 2006.

Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN

10,563.4

8,052.2

2,511.21,506.5

10,186.7

7,653.8

2,532.9

1,546.0

10,799.0

8,061.1

2,738.0

1,400.6-

2,500.0

5,000.0

7,500.0

10,000.0

12,500.0

15,000.0

M i l l o n e s

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S o

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Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos O perativos Gast os Operativos Utilidad de Operación Utilidad Neta

Gastos OperativosUtilidad de OperaciónUtilidad Neta

Las empresas que conforman losSistemas Aislados (SA) en forma consolidadano presentan variación de los activos en comparación con lo registrado adiciembre del 2007, pero si presentan un incremento de 6,1% con relación adiciembre del 2006.

Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados

100.0%6.1%6.1%

100.0%1.8% 6.8%

0

150

300

450

600

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S o

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Dic. 2006 481.6 395.5

Dic. 2007 511.1 402.7

Dic. 2008 511.0 422.2


En lo que respecta a los Pasivos de los Sistemas Aislados, éstos experimentaronun incremento de 79,6 % con respecto a lo registrado a diciembre del 2006 y de20,8% con respecto a diciembre 2007. En cuanto al Patrimonio neto, éste



42

presentó un incremento de 1,7% con respecto a diciembre 2006 y una disminuciónde 1,8% con respecto a diciembre 2007.

Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados

100.0% 48.7% 79.6%

100.0% 3.6% 1.7%

0

150

300

450

600

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S o

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Dic. 2006 27.0 454.6

Dic. 2007 40.2 470.9

Dic. 2008 48.6 462.4


Los ingresos consolidados de las empresas que conforman este sistema seincrementaron en 32,4% respecto a diciembre 2006 y aumentaron en 13,2%respecto al similar periodo 2007. Los Costos Operativos también aumentaron en16,5% respecto diciembre del 2006 y se incrementaron en 10,9% respecto adiciembre del 2007. La Utilidad Operativa a diciembre del 2008 ascendió a S/. 11,8millones; mientras que a diciembre del 2007 se obtuvo S/. 6,2 millones.

Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados

182.4197.1

-14.7-14.5

213.4 207.2

6.2 5.5

241.5229.7

11.8 7.4

-30.0

20.0

70.0

120.0

170.0

220.0

270.0

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Operativos Costos Operativos Uti lidad Operativa Uti lidad Neta



43

El año 2008, las empresas del sector reportaron utilidades operativas superiores alas del 2007 en 8,3%. Sin embargo, para el 2008, en el rubro “otros ingresos(egresos)” las empresas reportaron egresos por S/. 503,5 millones; siendo estemonto 3,3 veces mayor al del año 2007. Esto generó que las utilidades netas delaño 2008 sean menores en 9,3% comparativamente con las del 2007.

Los otros egresos de S/. 503,5 millones se dividieron: S/. 343,5 millones enempresas generadoras; S/. 48,9 millones en empresas transmisoras y S/. 111,1millones en empresas distribuidoras.

En el lado de las generadoras, las principales empresas que presentaron otrosegresos son: Edegel (S/. 82,7 millones); Egenor (S/. 54,5 millones); Electroperú(S/. 47,8 millones); Enersur (S/. 45,2 millones); Electro Andes (S/. 27,7 millones);entre otras que presentaron egresos o ingresos en este rubro. Edegel presentóegresos financieros ascendentes a S/. 82,8 millones por pagos de intereses sobrecompromisos financieros. Asimismo, presentó una pérdida por diferencia decambio ascendente S/. 61,2 millones. Egenor, presentó, a diferencia del año 2007una pérdida por diferencia de tipo de cambio ascendente a S/. 32,6 millones. EnElectroperú, al igual que en las dos empresas anteriores, la diferencia de tipo decambio originó un egreso significativo respecto al año 2007. Este egreso ascendióa S/. 20,6 millones. Por el lado de Enersur, ocurre algo similar, presentando unapérdida por diferencia de tipo de cambio de S/. 13,0 millones; adicionalmentepresenta un gasto adicional, respecto al 2007, de S/. 7,0 millones en pago deintereses por préstamos. Finalmente, la empresa Electro Andes presentó gastosfinancieros ascendentes a S/. 28,3 millones.

Por el lado de las transmisoras, las cinco empresas presentaron egresos: Rep(S/. 22,2 millones); Transmantaro (S/. 14,9 millones); Redesur (S/. 5,6 millones)Isa-Perú (S/. 5,0 millones) y Eteselva (S/. 1,2 millones). Las dos principalesempresas transmisoras que presentan mayor egreso son la empresa Rep quepara el año 2008 tuvo una pérdida por diferencia de tipo de cambio de S/. 3,7millones y un pago por intereses por préstamos de S/. 24,3 millones y la empresa



44

Transmantaro que principalmente tuvo una pérdida de S/. 3,5 millones pordiferencias de cambio

Para las distribuidoras, las principales empresas que presentaron egresos en esterubro son: Edelnor (S/. 48,6 millones); Electro Sur Medio (S/. 47,7 millones); Luzdel Sur (S/. 23,4 millones); entre otras. En el año 2008, la empresa Edelnor tuvogastos financieros mayores, respecto al 2007, en S/. 20 millones. Asimismo, laparticipación a trabajadores se incrementó en S/. 2,7 millones respecto al año2007. Cabe resaltar que la empresa obtuvo una mayor base imponible durante el2008 comparada con el 2007. La empresa Electro Sur Medio obtuvo gastosfinancieros por S/. 14,6 millones durante el año 2008; pero, principalmente, tuvoun gasto por una deuda avalada de Hica Inversiones S.A. y que la empresa avalóque asciende a S/. 45,3. Finalmente, la empresa Luz del Sur tuvo S/. 35,0 millonesde gastos financieros netos para el año 2008. En el 2008, respecto al 2007, seincrementó la participación a trabajadores en S/. 1,8 millones y el impuesto a larenta en S/. 10,2 millones. Es importante mencionar que la base imponible paralas empresas Edelnor y Luz del Sur es mayor en el 2008 respecto al 2007 porquegeneraron mayor margen en el año 2008.

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS

El análisis de costo combinado fue desarrollado adicionalmente en hoja de cálculoExcel, debido a que el sistema no arroja resultados agrupando por tipo deempresa o por sistemas.

2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL

2.4.1.1 ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras concentran el mayor porcentaje de Costos Totalesincluyendo los Costos del Servicio y las Cargas Financieras, con 50,2% del total.Las empresas distribuidoras presentan una participación del 46,5% en los CostosTotales (incluidas las Cargas Financieras), y en menor porcentaje las empresastransmisoras que apenas representan el 3,3% de dichos costos.



45

Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de EmpresaTIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total

602. Combustibles y Lubricantes 87.1% 0.0% 12.9% 100.0%606. Suministros Diversos 22.9% 2.2% 74.9% 100.0%607. Compra de Energía 34.9% 0.0% 65.1% 100.0%

62. Cargas de Personal 40.2% 7.8% 52.0% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 33.3% 7.3% 59.4% 100.0%64. Tributos 58.8% 3.7% 37.5% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 69.2% 7.8% 23.0% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 56.6% 7.6% 35.8% 100.0%

Total Costo del Servicio 49.2% 2.4% 48.4% 100.0%670. Cargas Financieras 70.2% 11.4% 18.4% 100.0%

Costo servicio+Cargas Financieras 50.2% 3.3% 46.5% 100.0%

Empresas GeneradorasLa empresa Edegel concentra la mayor cantidad de costos, representando el21,7% del total de Costos de Servicio (sin incluir cargas financieras) de las

empresas generadoras. Es seguida por Electroperú con el 21,4% y Enersur con el20,6% del total costos de las empresas generadoras.La empresa que concentra el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en elgrupo de empresas generadoras es Enersur con 44,1%, luego le sigue Edegel con22,5%.En cuanto a las Compras de Energía, Electroperú representa el 47,6% del total degeneradoras, seguida por Edegel con 18,7%.La mayor parte de Gastos de Personal está concentrado en: Enersur (18,5%),

Electroperú (15,4%) y Edegel (14,5%).Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edegel con el 24,4%del total del rubro, a continuación está Enersur con el 20,6%.

Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas GeneradorasEMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa Shougesa Tota

602. Combustibles y Lubricantes 22.5% 9.9% 0.0% 1.0% 44.1% 5.6% 8.3% 100.0%606. Suministros Diversos 32.7% 9.5% 2.5% 7.2% 21.2% 2.6% 1.7% 100.0%607. Compra de Energía 18.7% 7.3% 6.5% 47.6% 6.6% 3.3% 2.0% 100.0%62. Cargas de Personal 14.5% 13.8% 7.0% 15.4% 18.5% 4.9% 1.4% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 24.4% 6.1% 7.4% 5.6% 20.6% 2.5% 0.9% 100.0%64. Tributos 24.7% 9.3% 6.0% 23.7% 16.7% 1.9% 3.4% 100.0%

65. Cargas Diversas de Gestión 10.9% 4.5% 2.5% 6.0% 9.5% 1.9% 0.8% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 33.3% 7.0% 3.3% 21.9% 12.2% 1.8% 0.9% 100.0%Total Costo del Servicio 21.7% 8.0% 3.7% 21.4% 20.6% 3.6% 3.6% 100.0%670. Cargas Financieras 52.0% 0.0% 0.0% 0.0% 9.3% 13.6% 0.2% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 26.2% 7.3% 3.3% 19.3% 19.8% 4.9% 3.3% 100.0%



46

Empresas TransmisorasComo observamos en la tabla siguiente, la empresa que concentra la mayor partede los Costos Totales que se incurren en esta actividad es REP con 62,0%;seguida por Transmantaro con 12,5%.La empresa que concentra el total de Suministros Diversos y Cargas de Personales REP, con 97,9% y 93,8% respectivamente.Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son REP con el 51,4% deltotal del rubro, a continuación están Eteselva y Transmantaro con 19,1% y 13,1%respectivamente. REP también presenta el 51,5% del total de Provisiones.

Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas TransmisorasEMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total

602. Combustibles y Lubricantes606. Suministros Diversos 0.0% 0.0% 2.1% 97.9% 0.0% 100.0%607. Compra de Energía62. Cargas de Personal 0.0% 1.3% 4.6% 93.8% 0.3% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 19.1% 6.8% 9.6% 51.4% 13.1% 100.0%64. Tributos 0.6% 7.4% 8.5% 64.5% 18.9% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 4.7% 3.5% 18.6% 64.4% 8.9% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 12.2% 6.7% 10.9% 51.5% 18.6% 100.0%Total Costo del Servicio 10.5% 5.3% 9.7% 62.0% 12.5% 100.0%670. Cargas Financieras 0.0% 5.5% 7.9% 58.2% 28.4% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 7.2% 5.4% 9.1% 60.8% 17.5% 100.0%

Empresas Distribuidoras De la tabla adjunta, se observa que los costos se encuentran concentrados en

Edelnor (28,6%) y Luz del Sur (27,2%).La empresa que concentran el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en elgrupo de empresas distribuidoras es Electro Oriente con 75,4%.En cuanto a las Compras de Energía, Edelnor representa el 32,1% del total dedistribuidoras, seguida por Luz del Sur con 31,8%.La mayor parte de Gastos de Personal está concentrada en Luz del Sur con30,1%; seguida por Edelnor con 19,9%.Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edelnor con el 25,2%

del total del rubro, a continuación está Luz del Sur con el 20,2%.





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En la estructura de costos de las empresas Generadoras, el 29,8% de sus costostotales (incluyendo cargas financieras) corresponde a Compra de energía; el27,5% a Combustibles y Lubricantes; y el 14,1% pertenece a Provisiones delEjercicio.

Las empresas transmisoras dirigen el 29,1% a Provisiones del Ejercicio; 17,9% aServicios Prestados por Terceros y 13,4% a Cargas de Personal.

Las empresas de distribución gastan un 60,2% en la Compra de Energía, 10,2%en Servicios Prestados por Terceros y 9,3% está dirigido a Provisiones delEjercicio.

Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de EmpresaTIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total

602. Combustibles y Lubricantes 27.5% 0.0% 4.4% 15.9%606. Suministros Diversos 1.0% 1.4% 3.4% 2.1%607. Compra de Energía 29.8% 0.0% 60.2% 43.0%62. Cargas de Personal 4.5% 13.4% 6.3% 5.6%63. Servicios Prestados por Terceros 5.3% 17.9% 10.2% 8.0%64. Tributos 2.3% 2.2% 1.6% 1.9%65. Cargas Diversas de Gestión 2.9% 4.9% 1.0% 2.1%68. Provisiones del ejercicio 14.1% 29.1% 9.3% 12.4%Total Costo del Servicio 87.4% 68.9% 96.4% 91.0%670. Cargas Financieras 12.6% 31.1% 3.6% 9.0%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Empresas GeneradorasLas empresas que más destinaron sus costos a Compra de energía a diciembredel 2008 fueron Electroperú con S/. 639,6 millones (73,5% de sus costos totales),Electro Andes registra S/. 87,2 millones (58,0% de sus costos totales), mientrasque Egenor destinó S/. 98,5 millones (30,1%) y Edegel S/. 251,7 millones (21,4%)en Compra de Energía respectivamente.

Edegel destina el 23,7% de sus costos a Combustibles y Lubricantes (S/. 278,8millones); el 18,0% a Provisiones del Ejercicio (S/. 212,0 millones) y presentaCargas Financieras por un valor del 25,0% de sus costos (S/. 294,2 millones).

Enersur gastó en Combustibles y Lubricantes S/. 547,0 millones (61,4%), presentaCargas Diversas de Gestión por S/. 12,2 millones (1,4%); sus Provisiones del



49

Ejercicio tienen un valor de S/. 77,3 millones (8,7%); mientras que en el rubroServicios de Terceros tiene S/. 49,1 millones (5,5% de su costo total).

Además, podemos mencionar que Shougesa y Kallpa que gastan el 70,2%(S/. 102,9 millones) y 31,1% (S/. 69,2 millones) en Combustibles y Lubricantesrespectivamente.

Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas GeneradorasEMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes ElectroPerú Enersur Kallpa Shougesa Total

602. Combustibles y Lubricantes 23.7% 37.4% 0.0% 1.4% 61.4% 31.1% 70.2% 27.5%606. Suministros Diversos 1.2% 1.3% 0.7% 0.4% 1.0% 0.5% 0.5% 1.0%607. Compra de Energía 21.4% 30.1% 58.0% 73.5% 10.0% 19.6% 17.9% 29.8%62. Cargas de Personal 2.5% 8.5% 9.4% 3.6% 4.2% 4.4% 2.0% 4.5%63. Servicios Prestados por Terceros 4.9% 4.4% 11.7% 1.5% 5.5% 2.7% 1.5% 5.3%64. Tributos 2.2% 2.9% 4.1% 2.8% 1.9% 0.9% 2.3% 2.3%65. Cargas Diversas de Gestión 1.1% 1.8% 2.2% 0.8% 1.4% 1.1% 0.7% 2.9%68. Provisiones del ejercicio 18.0% 13.6% 13.9% 16.0% 8.7% 5.1% 4.0% 14.1%Total Costo del Servicio 75.0% 100.0% 100.0% 100.0% 94.1% 65.4% 99.1% 87.4%670. Cargas Financieras 25.0% 0.0% 0.0% 0.0% 5.9% 34.6% 0.9% 12.6%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 99.9% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Empresas TransmisorasEl total de costos de las empresas transmisoras asciende a S/. 294,1 millones(incluyendo cargas financieras). La empresa que presenta el mayor costo en estegrupo es REP (S/. 178,8 millones); para Rep las Provisiones del Ejercicio tienen

un valor de S/. 44,0 millones (24,6%) y sus Cargas de Personal presentan unvalor de S/. 36,9 millones (20,6%).

Transmantaro es la segunda empresa transmisora de energía eléctrica conmayores niveles de costos incluyendo cargas financieras (S/. 51,4 millones), delos cuales el 50,6% corresponde a Cargas Financieras (S/. 26,0 millones) y el30,9% a Provisiones del Ejercicio (S/. 15,9 millones).

Por su parte Redesur tiene Costos y Cargas financieras de S/. 26,9 millones; delos cuales el 35,1% corresponde a Provisiones del Ejercicio (S/. 9,4 millones) y el27,1% a Cargas Financieras (S/. 7,3 millones).



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Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa TransmisorasEMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total

602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%606. Suministros Diversos 0.0% 0.0% 0.3% 2.4% 0.0% 1.4%607. Compra de Energía 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

62. Cargas de Personal 0.0% 3.3% 6.7% 20.6% 0.2% 13.4%63. Servicios Prestados por Terceros 47.4% 22.6% 18.7% 15.1% 13.4% 17.9%64. Tributos 0.2% 3.0% 2.0% 2.3% 2.3% 2.2%65. Cargas Diversas de Gestión 3.1% 3.2% 10.1% 5.2% 2.6% 4.9%68. Provisiones del ejercicio 49.3% 36.3% 35.1% 24.6% 30.9% 29.1%Total Costo del Servicio 100.0% 68.4% 72.9% 70.2% 49.4% 68.9%670. Cargas Financieras 0.0% 31.6% 27.1% 29.8% 50.6% 31.1%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Empresas DistribuidorasLas empresas distribuidoras poseen un pequeño porcentaje de sus costos enCargas financieras (3,6%). La partida que concentra la mayor parte de los costos

es la Compra de energía (60,2%); siendo así los costos que representan mayorproporción entre los costos totales de las empresas distribuidoras, seguidos porlas los servicios prestados por terceros (10,2%) y provisiones del ejercicio con(9,3%).

Hidrandina es la empresa que más representatividad presenta en ServiciosPrestados por Terceros y en Provisiones del Ejercicios con 18,1% y 12,1% de suscostos respectivamente.

Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total

602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.1% 63.3% 0.1% 0.0% 0.9% 4.4%606. Suministros Diversos 3.8% 4.5% 4.6% 3.7% 0.9% 5.5% 3.4%607. Compra de Energía 64.7% 64.8% 0.0% 57.0% 69.9% 62.3% 60.2%62. Cargas de Personal 4.2% 5.6% 7.4% 6.1% 6.9% 6.7% 6.3%63. Servicios Prestados por Terceros 8.7% 14.3% 12.7% 18.1% 7.5% 10.2% 10.2%64. Tributos 1.3% 1.6% 1.7% 1.7% 1.8% 1.5% 1.6%65. Cargas Diversas de Gestión 0.8% 0.6% 2.1% 1.3% 0.9% 0.7% 1.0%68. Provisiones del ejercicio 9.1% 8.5% 7.7% 12.0% 7.8% 10.3% 9.3%Total Costo del Servicio 92.6% 100.0% 99.5% 100.0% 95.7% 98.1% 96.4%670. Cargas Financieras 7.4% 0.0% 0.5% 0.0% 4.3% 1.9% 3.6%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Por Sistema

Podemos observar que a nivel total, la Compra de energía representa la mayorparte de los costos de las empresas del Sector energía, S/. 3 846,7 millones; esdecir 43,0% del costo del servicio y cargas financieras. El 15,9%



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(S/. 1 422,4 millones) va destinado a Combustibles y lubricantes; el 12,4%(S/. 1 109,9 millones) va destinado a Provisiones del ejercicio y el 8,0% (S/. 716,8millones) a Servicios prestados por terceros. A su vez, las Cargas financierasascienden a S/. 806,0 millones; que representa el 9,0%.

En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la Compra de Energía realizadafue de S/. 3 842,0 millones (44,0% del total de sus costos incluido cargasfinancieras), las Provisiones del ejercicio alcanzan S/. 1 090,5 millones (12,5%).Los Servicios Prestados por Terceros y Combustibles y Lubricantes ascienden aS/. 687,2 millones (7,9%) y S/. 1 284,3 millones (14,7% respectivamente).

El total de costos de los Sistemas Aislados ascienden a S/. 231,0 millones(incluido cargas financieras); de los cuales se destina S/. 138,2 millones (59,8%) aCompra de Combustibles y Lubricantes; S/. 29,7 millones a Servicios Prestadospor Terceros (12,8%); S/. 19,5 millones a Provisiones del Ejercicio (8,4%); S/. 17,7millones (7,6%) a Cargas del Personal, y S/. 11,3 millones a Suministros Diversos(4,9%).

Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema

Análisis Vertical por Sistemas SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 14.7% 59.8% 15.9%606. Suministros Diversos 2.0% 4.9% 2.1%607. Compra de Energía 44.0% 2.0% 43.0%62. Cargas de Personal 5.6% 7.6% 5.6%63. Servicios Prestados por Terceros 7.9% 12.8% 8.0%64. Tributos 2.0% 1.7% 1.7%65. Cargas Diversas de Gestión 2.1% 2.3% 2.3%68. Provisiones del ejercicio 12.5% 8.4% 12.4%Total Costo del Servicio 90.8% 99.5% 91.0%670. Cargas Financieras 9.2% 0.5% 9.0%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0%

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO

Por Tipo de Empresa

Las empresas de electricidad poseen en total un Activo Fijo Neto de S/. 21 295,1millones; de los cuales el 51,9% pertenece a Maquinarias y Equipos y el 36,1% a



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Inmuebles; la Depreciación Acumulada de las empresas de energía eléctricaalcanza los S/. 13 465,2 millones que representa 38,7% del Activo Fijo Bruto.

Las empresas generadoras poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 13 052,7millones, de los cuales el 55,1% pertenece a Inmuebles y el 33,5% a Maquinariasy Equipos; la Depreciación acumulada de las empresas generadoras alcanza losS/. 8 396,4 millones que representa el 39,1% del Activo fijo bruto.

Las empresas transmisoras poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 888,8millones; de los cuales el 83,7% pertenece a Maquinarias y equipos, laDepreciación Acumulada de las empresas transmisoras alcanza los S/. 332,6millones que representa el 27,2% del Activo fijo bruto.

Las empresas distribuidoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 7 353,6millones, de los cuales el 80,6% corresponde a Maquinarias y equipos y el 6,8% aInmuebles, su Depreciación acumulada alcanza los S/. 4 736,2 millones querepresenta 39,2% del Activo fijo bruto.

Se puede decir que las empresas de generación poseen el 93,7% del total deinmuebles del sector eléctrico, mientras que por el lado de maquinarias y equiposel 39,6% pertenecen a las empresas generadoras y el 53,7% a las distribuidoras.

Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.)SISTEMAS GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS Total

Activo Fijo BrutoInmuebles 10,474.4 7.0 695.7 11,177.1Inmuebles % 48.8% 0.6% 5.8% 32.2%Maquinaria y Equipos 9,203.3 1,025.7 10,278.5 20,507.6Maquinaria y Equipos % 42.9% 84.0% 85.0% 59.0%Total 21,449.1 1,221.4 12,089.8 34,760.3Total % 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Depreciación AcumuladaInmuebles 3,276.8 21.9 197.7 3,496.4Inmuebles % 39.0% 6.6% 4.2% 26.0%Maquinaria y Equipos 4,831.0 282.0 4,349.7 9,462.7Maquinaria y Equipos % 57.5% 84.8% 91.8% 70.3%Total 8,396.4 332.6 4,736.2 13,465.2Total % 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Activo Fijo NetoInmuebles 7,197.6 -15.0 498.0 7,680.7Inmuebles % 55.1% -1.7% 6.8% 36.1%Maquinaria y Equipos 4,372.4 743.8 5,928.8 11,044.9Maquinaria y Equipos % 33.5% 83.7% 80.6% 51.9%Total 13,052.7 888.8 7,353.6 21,295.1Total % 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%



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Por Sistema

El Sistema Interconectado Nacional, cuenta con un total de Activos Fijos Netos deS/. 20 873,0 millones; de los cuales el 51,9% son de Maquinarias y Equipos y el36,4% de Inmuebles; su Depreciación acumulada alcanza los S/. 13 353,8millones y corresponden el 39,0% del Activo fijo bruto.

Tabla 15 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.)

SISTEMAS SEIN SA TotalActivo Fijo BrutoInmuebles 11,056.8 120.3 11,177.1Inmuebles % 32.3% 22.5% 32.2%Maquinaria y Equipos 20,215.3 292.3 20,507.6

Maquinaria y Equipos % 59.1% 54.8% 59.0%Total 34,226.8 533.5 34,760.3Total % 100.0% 100.0% 100.0%

Depreciación AcumuladaInmuebles 3,462.7 33.7 3,496.4Inmuebles % 25.9% 30.3% 26.0%Maquinaria y Equipos 9,391.9 70.8 9,462.7Maquinaria y Equipos % 70.3% 63.6% 70.3%Total 13,353.8 111.3 13,465.2Total % 100.0% 100.0% 100.0%

Activo Fijo NetoInmuebles 7,594.1 86.6 7,680.7Inmuebles % 36.4% 20.5% 36.1%Maquinaria y Equipos 10,823.4 221.5 11,044.9Maquinaria y Equipos % 51.9% 52.5% 51.9%

Total 20,873.0 422.2 21,295.1Total % 100.0% 100.0% 100.0%

El Sistema Aislado posee un total de Activos Fijos Netos de S/. 422,2 millones; delos cuales el 52,5% corresponde a Maquinarias y Equipo y el 20,5% a Inmuebles;la Depreciación acumulada de los Sistemas Aislados alcanza los S/. 111,3millones que representan el 20,9% del Activo Fijo Bruto.



54

Tabla 16 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo



55

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

2.6.1. CÁLCULO DEL ROA4

Por Tipo de Empresa

La Utilidad Operativa Total anual al 31 de diciembre de 2008 fue de S/. 2 749,7millones, de los cuales las empresas generadoras obtuvieron S/. 1 676,5 millones(61,0% del Total Utilidad Operativa); mientras que las empresas distribuidorasobtuvieron S/. 879,5 millones (32,0% del Total) y la Utilidad Operativa para lasempresas transmisoras fue de S/. 193,8 millones (7,0%).

Por Sistema La Utilidad Operativa anual a diciembre de 2008 producida por el SistemaEléctrico Interconectado Nacional fue de S/. 2 737,9 millones, 99,6% de la UtilidadTotal. El Sistema Aislado tuvo una Utilidad Operativa de S/. 11,7 millones (0,4%).

• El sector eléctrico presenta un ROA promedio de 10,3% a diciembre delaño 2008.

• Para el caso de las empresas de Generación el nivel de activos al iniciodel periodo de análisis es de S/. 16 353,1 millones que comparado consu Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA de10,3%.

• Para el caso las empresas Transmisoras, el nivel de activos al inicio delperiodo de análisis es de S/. 2 224,4 millones que comparado con suUtilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 8,7%.

• Para el caso las Distribuidoras, el nivel de activos al inicio del periodo deanálisis es de S/. 8 247,7 millones que comparado con su UtilidadOperativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 10,7%.

• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el nivel deactivos al inicio del periodo de análisis es de S/. 26 355,4 millones que

4 ROA = Utilidad Operativa / Nivel de Activos. En términos anuales



56

comparado con su Utilidad Operativa genera un retorno sobre susactivos, ROA del 10,4%.

• Para el caso del Sistema Aislado el nivel de activos al inicio del periodode análisis es de S/. 469,9 millones que comparado con su UtilidadOperativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 2,5%.

2.6.2. CÁLCULO DEL ROE5

Por Tipo de Empresa

La Utilidad antes de Impuestos Total es de S/. 2 246,3 millones, de los cuales las

empresas generadoras tuvieron una Utilidad antes de Impuestos de S/. 1 332,9millones (59,3% del Total); mientras que las empresas distribuidoras obtuvieronuna Utilidad Financiera antes de Impuestos de S/. 768,4 millones (34,2% dedichas Utilidades). Para el caso de las empresas transmisoras la UtilidadFinanciera antes de Impuestos fue de S/. 144,9 millones, 6,5% del Total de laUtilidad Financiera antes de Impuestos.

• El sector eléctrico a diciembre del año 2008 presenta en promedio una

Rentabilidad sobre el Patrimonio (ROE) de 14,9%.• Para las empresas Generadoras el Patrimonio Neto del periodo de

análisis es de S/. 9 214,2 millones que comparado con su Utilidad antesde Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 14,5%.

• Para el caso de las empresas Transmisoras el Patrimonio Neto al iniciodel periodo de análisis es de S/. 983,5 millones que comparado con suUtilidad antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas,ROE del 14,7%.

• Para las empresas Distribuidoras, el Patrimonio Neto al inicio delperiodo de análisis es de S/. 4 878,8 millones que comparado con suUtilidad antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas,ROE del 15,8%.

5 ROE = Utilidad Financierat antes de Impuestos/ Patrimonio Neto



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• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional elPatrimonio Neto al inicio del periodo de análisis es de S/. 14 643,6millones que comparado con su Utilidad antes de Impuestos genera unretorno para los accionistas, ROE de 15,2%.

• Para el caso del Sistema Aislado el Patrimonio Neto al inicio del periodode análisis es de S/. 432,9 millones que comparado con su Utilidadantes de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del3,3%.

2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA

EMPRESAS GENERADORASRentabilidadEn lo que respecta a la Rentabilidad Económica (ROA ), a diciembre del año 2008se encuentra en 10,3%. Para el cálculo de este indicador se ha anualizado elresultante de considerar como numerador la Utilidad Operativa y comodenominador los Activos totales registrados al inicio del periodo de análisis. LosROA más altos los encontramos en Enersur (27,4%), Shougesa (16,2%), y Eepsa(20,1%).

La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó14,5% para este periodo de análisis. Para elcálculo de este indicador se ha anualizado elresultante de considerar como numerador laUtilidad antes de impuestos y comodenominador el Patrimonio neto registrado alinicio del periodo de análisis. Los mejoresniveles de ROE los encontramos en Eepsacon 46,9%, Enersur con 58,2%, Shougesacon 20,9%, y Electro Perú con 14,3%.

EMPRESA ROA Anual S/. (YTY)

ROE Anual S/. (YTY)

Cahua 15.3% 20.3%Chavimochic ‐2.9% ‐2.4%Edegel 5.6% 8.1%Eepsa 20.1% 46.9%Egasa 3.4% 5.2%Egemsa 7.7% 10.4%Egenor 4.7% 2.1%Egepsa 1.3% 1.5%Egesur 0.4% 0.4%Electro Andes 9.9% 12.0%ElectroPerú 10.2% 14.3%

Enersur 27.4% 58.2%Kallpa 6.1% ‐7.4%San Gabán 10.8% 2.6%Shougesa 16.2% 20.9%Sinersa 11.8% 7.1%Termoselva 1.8% ‐5.7%

Total Generadoras 10.3% 14.5%



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Cabe señalar que los resultados de Enersur presentan un importante crecimientorespecto del año 2007 debido, principalmente, a mayores ventas a clientesregulados, y la incorporación de nuevos clientes a su portafolio. Este crecimientoen las ventas trajo consigo mayores costos de ventas principalmente por el uso decombustible (petróleo R500 y Diesel 2). A pesar de ello, el resultado propio delnegocio se vio favorecido representando un importante retorno sobre lasinversiones de la empresa.

Por el lado de Eepsa, sus resultados reflejan mayores provisiones respecto delaño anterior, lo cual no significa una salida efectiva de dinero, con lo que se puedeinferir que la empresa ha sido capaz de generar mayores recursos propios.Asimismo, sus activos se han visto afectados por la variación cambiaria, la baja deactivos entre los años 2007 – 2008, y su declaración de poseer maquinarias yequipos totalmente depreciados pero que se encuentran actualmente en uso.

EMPRESAS TRANSMISORASRentabilidad La Rentabilidad económica (ROA) de las empresas transmisoras en este periodoes 8,7%. Por empresas Transmantaro alcanzó 12,6%, Isa-Perú obtuvo 11,2%,REP 8,5%, y Redesur 7,4%. Eteselva en este periodo de análisis es la que obtuvoel menor rendimiento sobre los activos (1,1%).

La Rentabilidad financiera (ROE) alcanzó14,7% a diciembre del año 2008. Lasempresas que alcanzaron los mayoresretornos fueron Transmantaro (28,3%) e

Isa-Perú (17,7%). La empresa de menorROE promedio en este periodo fueEteselva con 0,7%.

EMPRESA ROA Anual

S/. (YTY)ROE Anual S/. (YTY)

Eteselva 1.1% 0.7%

ISA‐Perú 11.2% 17.7%

Redesur 7.4% 14.1%

Transmantaro 12.6% 28.3%

REP 8.5% 15.5%

Total Transmisoras 8.7% 14.7%



59

EMPRESAS DISTRIBUIDORASRentabilidadLa Rentabilidad Económica (ROA) anualizadade las empresas distribuidoras para esteperiodo de análisis alcanzó 10,7%. Siendo laempresa de mayor rentabilidad Luz del Sur con17,0%. Por otro lado, Electro Ucayali yEmsemsa son es la empresa que presenta unretorno negativo sobre los activos con un ROAanualizado con -1,8% y -2,9 respectivamente.

La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó15,7% a diciembre del año 2008. Las empresasdistribuidoras más representativas con mayorrentabilidad financiera son Luz del Sur con37,2% y Edelnor con 29,8%; además lasempresas con menor rentabilidad financierason Emsemsa con –19,4% y Electro Sur Medio con -20,7%.

2.6.4. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TIR.

La Tasa Interna de Retorno o TIR es un indicador que tiene como finalidad estimarla verdadera rentabilidad de una inversión dentro de un contexto de tarifasreguladas y de inversiones eficientes.

La TIR es un indicador de largo plazo. En consecuencia, es lógico utilizar un

periodo de doce meses para su estimación. Utilizar periodos menores conduciría ahacer una estimación de largo plazo en base a un resultado coyuntural.

Para la estimación de la TIR es necesario estimar previamente tres variables:El Valor Nuevo de Reemplazo o VNRLa Generación Interna de Recursos o GIR

EMPRESA ROA Anual

S/. (YTY)ROE Anual S/. (YTY)

Coelvisac 3.9% 6.8%

EdeCañete 1.0% 2.0%

Edelnor 13.0% 29.8%

ElectroCentro 7.8% 9.5%

ElectroNoroeste 9.6% 12.7%

ElectroNorte 12.0% 15.2%

Electro Oriente 2.9% 3.8%

Electro Puno 3.7% 4.4%

ElectroSur 5.7% 6.1%

Electro Sur

este

4.3% 4.9%

Electro Sur medio 4.4% ‐20.7%

Electro Tocache 39.4% 48.0%

Electro Ucayali ‐1.8% 0.4%

Emsemsa ‐2.9% ‐19.4%

Emseusa 4.8% 5.4%

Hidrandina 5.6% 7.7%

Luz del Sur 17.0% 37.2%

Seal 9.1% 13.2%

Sersa 56.7% 80.2%

Total Distribuidoras 10.7% 15.7%



60

El Horizonte Temporal o “n”

A continuación se propondrá el método para la estimación de la TIR.

Una mejor aproximación al mercado de una inversión es el Valor Nuevo deReemplazo (VNR), que representa la inversión en condiciones eficientes que sedebe realizar para la puesta en marcha de un negocio similar.

2.6.4.1. Estimación del VNR

El VNR es un concepto que se aproxima al activo fijo que figura en el balance de

una empresa. La diferencia entre el VNR y el activo fijo se produce cuando seincluyen dentro de esta cuenta del balance activos que no son absolutamentenecesarios para la operación misma de la empresa.

La información del VNR es establecida y proporcionada por el OSINERGMIN paralas empresas eléctricas de Distribución y de Transmisión. En el caso de lasempresas de Generación el VNR lo proporciona cada empresa.

Para la estimación del VNR se considerarán los montos de los activos registradospor las empresas eléctricas a diciembre de 2008. Del mismo modo, se tendrá encuenta los resultados entregados por OSINERGMIN por considerarlos referentesen la estimación.

Generadoras Los principales activos de una empresa generadora son sus centrales degeneración. Para estimar el monto de la inversión necesaria se ha asumido un

costo de US$ 1,200 por KW para las centrales hidráulicas y de US$ 450 KW paralas centrales térmicas.De este modo para una empresa con una central hidráulica de 100 MW se estimaun VNR de US$ 120 millones. El VNR estimado puede variar periodo a periodo enla medida que así lo haga la potencia instalada de sus centrales.



61

Por otro lado, la información correspondiente a la potencia instalada por central ytecnología de las empresas generadoras es recopilada de la publicación delCOES-SINAC.

Transmisoras Para el caso de las empresas de transmisión el VNR se encuentra publicado enresoluciones del OSINERGMIN-GART. En el caso de algunas empresas detransmisión el VNR es fijo para toda la vida útil del proyecto y se actualizamediante algún factor como índice PPI (Finished Goods Less Food and Energy).

Distribuidoras En el caso de las empresas de distribución, el VNR es fijado cada cuatro añosmediante Resolución del OSINERG. En 1997 el VNR de las empresasdistribuidoras fue establecido en la Resolución 014-97 y en el 2001 mediante laResolución 1909-2001. En el año 2005 se emitió la Resolución OSINERG N° 369-2005-OS/CD en la que se fijó el VNR de las instalaciones eléctricas al 30 de juniodel 2004.

2.6.4.2. Estimación de la GIR

Habiendo sido fijado el VNR falta estimar la GIR. Para ello se toma como base lautilidad económica del estado de resultados y se le adicionan las provisiones delejercicio.

Las provisiones son extraídas del estado de resultados. Conviene recalcar que lasprovisiones son cuentas que se consideran como gasto en el estado de resultadospero que no implican salidas efectivas de dinero.

Fórmula 1sProvisioneEconómicaUtilidad GIR +=

De este modo se obtiene la GIR6. Falta ahora determinar el factor “n”.

6 Utilidad económica + provisiones de los últimos cuatro trimestres.



62

2.6.4.3. Estimación de “n”

Para la estimación del “n” se utilizan diferentes procedimientos dependiendo deque si las empresas son generadoras, transmisoras o distribuidoras.

En el caso de las empresas de generación se ha asignado una vida útil de 50años a las centrales hidráulicas y de 20 a las centrales térmicas. Luego, seefectúa una ponderación en base a la potencia instalada de las centrales de unaempresa para estimar la vida útil promedio de sus activos “n”. Para ello se aplicala siguiente fórmula:

Fórmula 2( ) ( )

( )Pot.T.H.Pot.20T.Pot.50H.Pot.

n+

×+×=

Donde:

Pot. H. = Potencia de las centrales hidráulicas.Pot. T. = Potencia de las centrales térmicas.

En el caso de las empresas de transmisión y distribución se ha asignado una vidaútil de 30 y 25 años respectivamente.

2.6.4.4. Estimación de la TIR base VNR

Para la estimación de la TIR base VNR se utiliza la función TASA del programaMicrosoft Excel© considerando que en la celdaVa se ingresará el VNR de laempresa y la celdaVf se dejará en blanco.

2.6.4.5. TIR Base VNR Sector Eléctrico

El resultado de la TIR base VNR, para las empresas generadoras alcanza enpromedio, el valor de 11,6%. Mientras que el mismo indicador para lastransmisoras es 14,3% y de 15,3% para las distribuidoras.



63

Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico.

EmpresasVNR (S/.Miles)

TIR base VNRS/. Empresas VNR (S/. Miles)

TIR base VNRS/. Empresas3 VNR (S/ . Miles)

TIR base VNRS/.

Edegel1 4,958,932 9.3% Transmantaro 714,777 9.4% Luz del Sur 2,552,881 17.1%Electroperu 4,734,819 10.1% REP 475,841 30.3% Edelnor 2,403,060 17.1%Egenor 1,942,172 4.7% Redesur 277,391 8.4% Hidrandina 554,424 14.7%Enersur 1,286,324 42.3% ISA 224,062 10.3% Electro Centro 452,434 13.8%Egasa 1,184,410 4.6% Eteselva 188,707 5.5% Seal 324,531 13.6%Electroandes 936,541 13.3% Electro Sur Este 305,746 12.4%San Gaban 552,170 13.5% Electro Nor Oeste 279,273 15.5%Egemsa 463,776 12.4% Electro Oriente 252,337 10.4%Termoselva 371,417 4.9% Electro Norte 223,981 17.6%Kallpa 363,832 8.8% Electro Sur Medio 217,189 11.4%Egesur 257,776 * Electro Puno 181,802 8.5%Shougesa 250,512 5.9% Electro Ucayali 139,631 *Eepsa 237,195 30.2% Electro Sur 119,644 12.5%Cahua2 229,210 23.3% Edecañete 45,422 9.7%Sinersa 128,653 11.0% Electro Tocache 15,992 5.7%Chavimochic 36,060 0.2% Coelvisac 14,634 11.8%Egepsa3 5,682 7.8% Emsemsa 10,358 *

Sersa 3,154 12.7%TOTAL 17,939,482 11.6% TOTAL 1,880,777 14.3% TOTAL 8,096,493 15.3%

1 Fus ió n de E degel y E tevensa a f ines de 2 00 5 3 E l VNR asu mid o co rr esp on de a lo s Ac tivos Fi jos B rut os d e la empr esa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera em presas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS

Respecto a las empresas generadoras, se observa que la más representativa,Edegel, alcanza una TIR de 9,3%; mientras Electro Perú alcanza una TIR de10,1%.

Las empresas generadoras que muestran mayor TIR base VNR son: Enersur conel máximo indicador de 42,3%; y Eepsa con una TIR de 30,2%.

Al respecto, Enersur presenta un importante crecimiento respecto del año 2007debido a mayores ventas a clientes regulados7, y la incorporación de nuevosclientes a su portafolio. Este crecimiento en las ventas trajo consigo mayorescostos de ventas principalmente por el uso de combustible (petróleo R500 yDiesel 2). A pesar de ello, el resultado propio del negocio se vio favorecidorepresentando un importante retorno sobre las inversiones de la empresa.

Respecto de Eepsa, sus resultados reflejan mayores provisiones respecto del añoanterior, lo cual no significa una salida efectiva de dinero, con lo que se puedeinferir que la empresa ha sido capaz de generar mayores recursos propios.Asimismo, la estimación de su VNR se ve afectada por la variación cambiaria, labaja de activos entre los años 2007 – 2008, y su declaración de poseer



64

maquinarias y equipos totalmente depreciados pero que se encuentranactualmente en uso. Ello reduce la base VNR por lo que con mejores resultadosoperativos representa un mayor rendimiento.

En cuanto a las empresas transmisoras, en promedio alcanzaron una TIR baseVNR de 14,3%.

Las empresas más representativas Transmantaro y Rep obtuvieron una TIR baseVNR de 9,4% y 30,3% respectivamente. ISA, una de las empresas más pequeñasde las transmisoras obtuvo una TIR base VNR de 10,3%.

Los resultados de Luz del Sur y Edelnor con una TIR base VNR de 17,1%; laprimera con mayor VNR dentro de este grupo, son una muestra de la buenaperformance de las distribuidoras durante los últimos doce meses.

Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa

Tipo deEmpresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Generadoras 17,939,482 11.6%Transmisoras 1,880,777 14.3%

Distribuidoras 8,096,493 15.3%TOTAL 27,916,752 12.9%

El resultado de la TIR base VNR consolidado para las empresas del SectorEléctrico es 12,9%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de losdoce últimos meses y sus niveles de inversión, las empresas del sector obtendríanen promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, una rentabilidad del 12,9%.

2.6.4.6. TIR Base VNR Empresas Privadas

Existe notable diferencia entre los resultados obtenidos por las empresas queoperan bajo administración privada y las que lo hacen bajo una administraciónpública. Las primeras, obtienen mejores (o iguales) resultados que las segundas,para los tres tipos de empresas.

7 Fuente: Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. “Clasificación de riesgo ENERSUR 2008”.



65

Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas

EmpresasVNR (S/.

Miles)TIR base VNR

S/. Empresas VNR (S/. Miles)TIR base VNR

S/. Empresas3 VNR (S/ . Miles)TIR base VNR

S/.Edegel1 4,958,932 9.3% Transmantaro 714,777 9.4% Luz del Sur 2,552,881 17.1%Egenor 1,942,172 4.7% REP 475,841 30.3% Edelnor 2,403,060 17.1%Enersur 1,286,324 42.3% Redesur 277,391 8.4% Electro Sur Medio 217,189 11.4%Electroandes 936,541 13.3% ISA 224,062 10.3% Edecañete 45,422 9.7%Termoselva 371,417 4.9% Eteselva 188,707 5.5% Coelvisac 14,634 11.8%Kallpa 363,832 8.8% Sersa 3,154 12.7%Shougesa 250,512 5.9%Eepsa 237,195 30.2%Cahua2 229,210 23.3%Sinersa 128,653 11.0%TOTAL 10,704,789 13.3% TOTAL 1,880,777 14.3% TOTAL 5,236,341 16.7%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

El promedio de la TIR base VNR de las generadoras privadas es de 13,3% apesar del resultado destacado de Enersur con 42,3%; y de Eepsa del grupoEndesa con un indicador de 30,2%.

La empresa que mostró un menor rendimiento fue Egenor con 4,7% de TIR baseVNR, seguida por Termoselva con 4,9%.

La TIR base VNR de las transmisoras es de 14,3%. Las empresas REP e Isamuestran las TIR más altas del sector con 30,3% y 10,3% respectivamente. Todas

las empresas transmisoras son privadas.

En cuanto al resultado de la TIR base VNR de las distribuidoras de administraciónprivada, se aprecia una diferencia de 1,4 puntos porcentuales, por encima de laTIR base VNR del total de distribuidoras. Ello hace suponer que las distribuidorasprivadas, operan de manera más eficiente que las empresas estatales.

Luz de Sur y Edelnor, las que mayor nivel de activos poseen, obtuvieron ambas

17,1% de TIR base VNR, respectivamente. Electro Sur Medio presenta una TIRbase VNR de 11,4% mientras que Edecañete obtuvo una TIR base VNR de 9,7%,niveles de rentabilidad bajos considerando el promedio de este grupo (16,7%).



66

Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas)

Tipo deEmpresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Generadoras 10,704,789 13.3%Transmisoras 1,880,777 14.3%Distribuidoras 5,236,341 16.7%TOTAL 17,821,908 14.4%

El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas privadas del SectorEléctrico es 14,4%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de lasempresas a diciembre de 2008 y sus niveles de inversión, VNR Estimados(basados en su potencia instalada en el caso de las generadoras), las empresas

del sector obtendrían en promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, unarentabilidad del 14,4%.

2.6.4.7. TIR Base VNR Empresas Estatales

De los resultados obtenidos y del análisis realizado para las empresas estatalesse puede apreciar que éstas se encuentran por debajo de aquellas que seencuentran bajo la administración privada como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 21 TIR base VNR de Empresas Estatales

Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNRS/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR

S/.

Electroperu 4,734,819 10.1% Hidrandina 554,424 14.7%Egasa 1,184,410 4.6% Electro Centro 452,434 13.8%San Gaban 552,170 13.5% Seal 324,531 13.6%Egemsa 463,776 12.4% Electro Sur Este 305,746 12.4%Egesur 257,776 * Electro Nor Oeste 279,273 15.5%Chavimochic 36,060 0.2% Electro Oriente 252,337 10.4%Egepsa3 5,682 7.8% Electro Norte 223,981 17.6%

Electro Puno 181,802 8.5%Electro Ucayali 139,631 *Electro Sur 119,644 12.5%Electro Tocache 15,992 5.7%Emsemsa 10,358 *

TOTAL 7,234,692 9.2% TOTAL 2,860,152 12.8%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES



67

El promedio de la TIR base VNR de las empresas generadoras estatales resultaen 9,2%; destacando el indicador obtenido por Electro Perú (10,1%). En lasempresas de distribución destaca Electro Norte con 17,6%.

2.6.5. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico

En la estimación del GIR / VNR para el sector eléctrico se observa que seobtuvieron resultados diferentes a las TIR base VNR.

Las empresas generadoras obtuvieron un GIR / VNR de 12,2% destacando laempresa Enersur con 42,3%.

Las empresas transmisoras obtuvieron un GIR / VNR de 14,9%, siendo Eteselvala de menor valor con 6,8%. Por el contrario la empresa REP muestra un ratio de30,3%.

Las empresas distribuidoras muestran en promedio un ratio GIR / VNR de 15,8%;destacando Luz del Sur y Edelnor ambas con 17,4% respectivamente.

Se muestra el resumen de las empresas con sus respectivos ratios.

Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas

Empresas VNR (S/.Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas3 VNR (S/.

Miles) GIR / VNR S/.

Edegel1 4,958,932 9.6% Transmantaro 714,777 10.11% Luz del Sur 2,552,881 17.4%Electroperu 4,734,819 10.3% REP 475,841 30.29% Edelnor 2,403,060 17.4%Egenor 1,942,172 5.9% Redesur 277,391 9.25% Hidrandina 554,424 15.2%Enersur 1,286,324 42.3% ISA 224,062 10.84% Electro Centro 452,434 14.4%Egasa 1,184,410 6.0% Eteselva 188,707 6.84% Seal 324,531 14.2%Electroandes 936,541 13.4% Electro Sur Este 305,746 13.1%San Gaban 552,170 13.6% Electro Nor Oeste 279,273 15.9%Egemsa 463,776 12.6% Electro Oriente 252,337 11.4%Kallpa 363,832 10.0% Electro Norte 223,981 17.9%Termoselva 371,417 7.0% Electro Sur Medio 217,189 12.2%Egesur 257,776 2.7% Electro Puno 181,802 9.7%

Shougesa 250,512 7.8% Electro Ucayali 139,631 2.0%Eepsa 237,195 30.4% Electro Sur 119,644 13.2%Cahua2 229,210 23.3% Edecañete 45,422 10.8%Sinersa 128,653 11.2% Electro Tocache 15,992 6.2%Chavimochic 36,060 2.6% Coelvisac 14,634 12.6%Egepsa3 5,682 8.2% Emsemsa 10,358 0.2%

Sersa 3,154 13.3%TOTAL 17,939,482 12.2% TOTAL 1,880,777 14.85% TOTAL 8,096,493 15.8%

1 Fus ión de Ed eg el y Eteve ns a a fines de 2005 3 El VNR as umido c or re sponde a l os Ac tivos F ijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasm ayo al IIT-2004 * No consider a empresas que presentan valores negativos de GIR

DISTRIBUIDORASGENERADORAS TRANSMISORAS

El resultado consolidado de las empresas del sector es de 13,4%.



68

Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector

Tipo de

EmpresaVNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.


2.6.5.1. GIR / VNR Empresas Privadas

Distinguiendo a las empresas por su tipo de administración, privada, se tiene quelas empresas generadoras obtienen un promedio de GIR / VNR de 13,9%.

Las empresas privadas transmisoras obtienen un promedio de 14,9% y lasdistribuidoras de 17,1%.

Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privadas

Empresas VNR (S/.Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/.

Miles) GIR / VNR S/.

Edegel1 4,958,932 9.6% Transmantaro 714,777 10.1% Luz del Sur 2,552,881 17.4%Egenor 1,942,172 5.9% REP 475,841 30.3% Edelnor 2,403,060 17.4%Enersur 1,286,324 42.3% Redesur 277,391 9.2% Electro Sur Medio 217,189 12.2%Electroandes 936,541 13.4% ISA 224,062 10.8% Edecañete 45,422 10.8%

Termoselva 371,417 7.0% Eteselva 188,707 6.8% Coelvisac 14,634 12.6%Kallpa 363,832 10.0% Sersa 3,154 13.3%Shougesa 250,512 7.8%Eepsa 237,195 30.4%Cahua2 229,210 23.3%Sinersa 128,653 11.2%TOTAL 10,704,789 13.9% TOTAL 1,880,777 14.9% TOTAL 5,236,341 17.1%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

Las empresas privadas tienen un promedio de GIR / VNR de 14,9%.

Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada

Tipo deEmpresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.




69

2.6.5.2. GIR / VNR Empresas Estatales

Para el caso de las empresas generadoras estatales, éstas obtuvieron unGIR / VNR promedio de 9,7%. Las empresas distribuidoras mostraron unpromedio de 13,5%.

Las empresas estatales tienen un promedio de GIR / VNR de 10,8%.

Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal

Tipo deEmpresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.

Generadoras 7,234,692 9.7%

Distribuidoras 2,860,152 13.5%TOTAL 10,094,844 10.8%

Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales

Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.

Electroperu 4,734,819 10.3% Hidrandina 554,424 15.2%Egasa 1,184,410 6.0% Electro Centro 452,434 14.4%San Gaban 552,170 13.6% Seal 324,531 14.2%Egemsa 463,776 12.6% Electro Sur Este 305,746 13.1%Egesur 257,776 2.7% Electro Nor Oeste 279,273 15.9%Chavimochic 36,060 2.6% Electro Oriente 252,337 11.4%Egepsa3 5,682 8.2% Electro Norte 223,981 17.9%

Electro Puno 181,802 9.7%Electro Ucayali 139,631 2.0%Electro Sur 119,644 13.2%Electro Tocache 15,992 6.2%Emsemsa 10,358 0.2%

TOTAL 7,234,692 9.7% TOTAL 2,860,152 13.5%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS

2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL

En la proyección del Balance General, se aplicaron diferentes métodos de acuerdoal tipo de empresas analizadas, por ejemplo, en las empresas generadoras seproyectó el activo corriente por regresión con R2 de 68,20% e intervalo deconfianza de +- S/. 333,5 millones.



70

Para los activos fijos, se utilizó la tasa de crecimiento de 3,3% como valor máximoy de 2,8% como valor mínimo, correspondiente a los crecimientos presentados enel año 2004 y 1996, respectivamente. En la proyección del pasivo y del pasivocorriente se ha utilizado la metodología de regresiones. A nivel de pasivo, se usóun R2 de 83,9%.

Las empresas distribuidoras tuvieron un comportamiento más estable, por lo queel uso de tasas de crecimiento fue casi suficiente para determinar la proyección desus resultados Para el activo corriente se utilizó tasas de crecimientoconservadoras de 0,5% y 0,3% para obtener los valores mínimos y máximosrespectivamente.

A nivel total sistema se hizo el agregado de cada uno de los tipos de empresas(generadoras, transmisoras y distribuidoras), obteniéndose así la proyección entérminos generales.





Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2009 (S/. miles)BALANCE GENERAL (en miles de soles)

Año 2,006 2,007 2,008GENERACION minimo normal maximo

ACTIVOACTI VO CORRI ENTE 2,171,980 2,058,980 2,545,469 2,431,262 2,504,319 2,577,377 ACTI VO NO CORRI ENTE 13,746,639 13,723,402 14,325,069 14,313,710 14,482,190 14,650,670

Ac t i vo f i j o 12,551,952 12,449,142 13,052,719 13,417,770 13,452,280 13,486,790 Ot ros acti vos no corr i entes 1,194,687 1,274,259 1,272,350 895,939 1,029,910 1,163,880

TOTAL ACTIVO 15,918,619 15,782,382 16,870,538 16,744,972 16,986,509 17,228,047 PASI VO 7,027,367 6,783,137 7,872,160 7,912,453 7,958,920 8,005,387

PASI VO CORRI ENTE 1,567,005 1,591,653 1,746,167 1,992,217 1,954,367 1,916,516 PASI VO NO CORRI ENTE 5,460,362 5,191,484 6,125,993 5,920,236 6,004,553 6,088,871

PATRI MONI O NETO 8,891,253 8,999,245 8,998,379 8,832,519 9,027,589 9,222,660 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15,918,619 15,782,382 16,870,538 16,744,972 16,986,509 17,228,047 TRANSMISION

ACTIVOACTI VO CORRI ENTE 204,036 236,851 240,221 243,638 249,605 255,571 ACTI VO NO CORRI ENTE 1,945,026 1,987,555 1,931,017 1,959,831 1,966,535 1,973,239

Ac t i vo f i j o 1,018,158 904,865 888,833 873,085 878,436 883,787 Ot ros acti vos no corr i entes 926,869 1,082,690 1,042,184 1,086,746 1,088,099 1,089,452


PASI VO CORRI ENTE 128,709 163,211 282,257 113,842 123,227 132,613 PASI VO NO CORRI ENTE 985,974 1,077,693 863,186 943,483 962,375 981,266

PATRI MONI O NETO 1,034,379 983,501 1,025,795 1,146,145 1,130,538 1,114,931 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2,149,062 2,224,406 2,171,238 2,203,470 2,216,140 2,228,810 DISTRIBUCION


Ac t i vo f i j o 6,622,024 6,807,329 7,353,582 7,252,786 7,261,818 7,270,850 Ot ros acti vos no corr i entes 229,397 227,650 217,295 282,140 283,261 284,381


PASI VO CORRI ENTE 1,299,745 1,333,379 1,415,173 1,428,552 1,400,482 1,372,413 PASI VO NO CORRI ENTE

1,961,463 2,034,593 2,229,582 2,250,609 2,281,658 2,312,707 PATRI MONI O NETO 4,726,186 4,877,669 5,238,762 5,161,388 5,170,349 5,179,309 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7,987,395 8,245,641 8,883,516 8,840,549 8,852,489 8,864,429 SISTEMA TOTAL


Ac t i vo f i j o 20,192,134 20,161,336 21,295,134 21,543,641 21,592,534 21,641,427 Otr os acti vos no corri ent es 2,350,953 2,584,599 2,531,829 2,264,826 2,401,269 2,537,713


PASI VO CORRI ENTE 2,995,459 3,088,244 3,443,597 3,534,611 3,478,077 3,421,542 PASI VO NO CORRI ENTE 8,407,799 8,303,770 9,218,761 9,114,328 9,248,586 9,382,844

PATRI MONI O NETO 14,651,819 14,860,415 15,262,935 15,140,052 15,328,476 15,516,900 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26,055,076 26,252,429 27,925,293 27,788,991 28,055,138 28,321,286

Proyecciones Dic 2009 S/. Miles



73

2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS

En función a la data existente podemos observar los crecimientos anuales de la

variable ingresos desde 2000 hasta 2008, en la cual observamos un crecimientomáximo de generadoras de 18,6% en el año 2004 y una caída máxima de 3,2%durante 2001. Históricamente, el crecimiento máximo de las empresasgeneradoras fue de 34,1% en el año 1997. Las empresas Transmisoras por suparte muestran un crecimiento máximo de 95,0% durante el año 2006 y unareducción de sus ingresos en 51,2% durante el año 2005.

Para el caso de las empresas Distribuidoras, se puede notar que a partir del año2002 presentan un comportamiento estable con crecimiento gradual. En los años2005 y 2006 el crecimiento promedio de los ingresos de las empresasdistribuidoras fue de aproximadamente 9,0% en promedio.

Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles)

INGRESOS (S/. Miles) 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Generadoras 3,038,677 2,942,798 3,216,151 3,556,922 4,217,186 4,470,164 4,685,463 4,668,584 5,752

Transmisoras 287,840 373,649 240,334 399,028 395,265 193,003 376,361 408,492 396,31

Distribuidoras 3,271,692 3,146,729 3,283,608 3,401,794 3,637,295 3,970,188 4,324,721 4,475,523 4,89

Total Sistema 6,598,209 6,463,175 6,740,093 7,357,745 8,249,747 8,633,356 9,386,544 9,552,600

A nivel del sector eléctrico se puede notar un crecimiento con comportamientogradual. El máximo crecimiento de los ingresos del sector ocurrió en el año 2006con 27,9% anual.

Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de EmpresaINGRESOS 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Generadoras 21.7% -4.0% 6.5% 16.0% 35.1% -9.4% 23.3% 10.7% 23.6%Transmisoras 29.1% 28.7% -37.3% 74.2% 12.9% -58.3% 129.4% 20.6% -2.7%Distribuidoras 22.9% -4.7% 1.6% 8.7% 21.8% -6.7% 28.1% 15.0% 9.6%Total Sistema 22.6% -2.9% 1.6% 14.5% 27.8% -10.6% 27.9% 13.1% 15.9%



74

Grafico 1 Comportamiento de la Variable Ingreso 1996-2008

Generadoras

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Transmisoras

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Distribuidoras

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Sistema Total

0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Los valores presentados en el año 2006 corresponden a c ifras del cuarto trimestre presentadas por las empresas a través de OSINERGMIN.



75

Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2009ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS (S/. Miles)

AÑO 2,006 2,007 2,008 minimo normal maximoGENERADORAS

INGRESOS 4 ,685,463 4,668,584 5,752,024 5,801,809 5,887,635 5,924,417 Venta Energía Eléctrica al Público 1, 524, 871 1, 81 7, 752 2, 198, 798 2, 217, 82 9 2, 250, 637 2 ,264, 698 Venta Energía Precios en Barra 2, 364, 320 2, 31 6, 545 2, 641, 600 2, 664, 46 4 2, 703, 879 2 ,720, 771 Transferencia COES 644,452 438,700 402,288 405,770 411,772 414,345

Peajes y Uso Instal. Transmisión 47,914 76,705 87,804 88,564 89,874 90,436 Otros Ingresos 103,905 18,883 421,534 425,182 431,472 434,167COSTOS 3, 297, 573 3, 29 2, 886 4, 075, 565 4, 110, 84 0 4, 171, 651 4 ,197, 713 Gastos de Generación 3, 008, 957 2 ,83 4, 403 3, 607, 294 3, 638, 51 6 3 ,692, 340 3 ,715, 408 Costos de Transmisión 22,227 95,843 40,338 40,688 41,289 41,547 Gastos de Distribución 599 1,064 1,197 1,207 1,225 1,233 Gastos de Comercialización 44,347 157,052 47,252 47,661 48,366 48,668 Gastos Generales y Administrativos 221,443 204,524 379,484 382,768 388,430 390,857Uti. Operación 1, 387, 890 1, 37 5, 698 1, 676, 459 1, 690, 96 9 1, 715, 984 1 ,726, 704OTROS INGRESOS 10,079 8,490 -343,462 -346,434 -351,559 -353,755 Ingresos Financieros 200,781 170,619 138,997 140,200 142,274 143,163 Gastos Financieros -343,534 -304,972 - 391,195 -394,580 -400,417 -402,919 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 156,418 95,283 -95,354 -96,179 -97,602 -98,212 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -3,586 14,186 4,090 4,125 4,186 4,213UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1, 397, 969 1, 38 4, 188 1, 332, 998 1, 344, 53 5 1, 364, 424 1 ,372, 949REIUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1, 397, 969 1, 38 4, 188 1, 332, 998 1, 344, 53 5 1, 364, 424 1 ,372, 949PARTICIPACIONES 68,115 87,255 78,900 79,583 80,760 81,265RENTA 446,829 403,740 416,604 420,210 426,426 429,090UTILIDAD (PERDIDA) NETA 883,025 893,194 837,493 844,742 857,238 862,594

TRANSMISORASINGRESOS 376,361 408,492 396,313 201,349 326,477 330,659 Venta Energía Eléctrica al Público 31,789 Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 365,418 337,524 367,101 186,508 302,412 306,286 Otros Ingresos 10,943 39,179 29,213 14,842 24,065 24,373COSTOS 192,443 194,657 202,482 102,872 166,801 168,938 Gastos de Generación Costos de Transmisión 154,289 156,304 164,871 83,764 135,818 137,558 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 38,154 38,353 37,611 19,108 30,983 31,380UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 183,917 213,835 193,831 98,477 159,675 161,721OTROS INGRESOS (EGRESOS) -78,863 -63,266 -48,924 -24,856 -40,303 -40,819 Ingresos Financieros 11,648 9,187 11,414 5,799 9,403 9,523 Gastos Financieros -79,454 -68,354 -54,578 -27,729 -44,961 -45,537 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 3,097 -49 -5,760 -2,926 -4,745 -4,806 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -14,154UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 105,054 150,569 144,907 73,621 119,372 120,901 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 105,054 150,569 144,907 73,621 119,372 120,901 Particip. Utilidad Trabajadores 2,673 4,061 4,018 2,041 3,310 3,352 Impuesto a la Renta 30,220 36,639 41,413 21,040 34,115 34,552UTILIDAD (PERDIDA) NETA 72,161 109,869 99,476 50,540 81,947 82,997

DISTRIBUIDORASINGRESOS 4 ,324,721 4,475,523 4,892,189 4,888,017 4,902,353 4,974,033 Venta Energía Eléctrica al Público 4, 074, 817 4, 20 0, 122 4, 572, 892 4, 568, 99 2 4, 582, 392 4 ,649, 394 Venta Energía Precios en Barra 36,114 18,621 21,085 21,067 21,128 21,437 Transferencia COES 25,368 25,346 25,420 25,792 Peajes y Uso Instal. Transmisión 17,710 17,695 21,277 21,259 21,321 21,633 Otros Ingresos 196,079 239,085 251,568 251,353 252,090 255,776COSTOS 3, 715, 788 3, 73 2, 019 4, 012, 735 4, 009, 31 3 4, 021, 072 4 ,079, 866 Gastos de Generación 283,069 200,170 254,492 254,275 255,020 258,749 Costos de Transmisión 63,648 158,799 197,723 197,554 198,134 201,031 Gastos de Distribución 2, 892, 416 2 ,90 5, 203 3, 064, 369 3, 061, 75 6 3 ,070, 735 3 ,115, 634 Gastos de Comercialización 245,025 240,037 251,954 251,739 252,478 256,169 Gastos Generales y Administrativos 231,630 227,810 244,197 243,989 244,705 248,283UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 608,933 743,504 879,454 878,704 881,281 894,167OTROS INGRESOS (EGRESOS) -47,723 -82,106 -111,072 -110,977 -111,303 -112,930 Ingresos Financieros 61,255 43,038 45,953 45,914 46,048 46,722 Gastos Financieros -143,535 -152,756 - 159,682 -159,546 -160,014 -162,354 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 7 7 7 7 Otros Ingresos (Egresos) 36,238 3 7,897 -729 -728 -730 -741 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -1,681 -13,507 3,379 3,376 3,386 3,436UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 561,210 661,398 768,382 767,727 769,978 781,236 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 561,210 661,398 768,382 767,727 769,978 781,236 Particip. Utilidad Trabajadores 34,890 38,621 46,687 46,647 46,784 47,468 Impuesto a la Renta 178,276 199,968 250,696 250,482 251,217 254,890UTILIDAD (PERDIDA) NETA 348,044 422,809 470,999 470,598 471,978 478,879

SISTEMA TOTALINGRESOS 9 ,386,544 9,552,600 11,040,527 10,891,175 11,116,464 11,229,109 Venta Energía Eléctrica al Público 5, 599, 688 6, 04 9, 664 6, 771, 691 6, 786, 82 1 6, 818, 267 6 ,914, 092 Venta Energía Precios en Barra 2, 400, 435 2, 33 5, 166 2, 662, 685 2, 685, 53 0 2, 680, 999 2 ,742, 209 Transferencia COES 644,452 438,700 427,656 431,116 430,597 440,137 Peajes y Uso Instal. Transmisión 431,042 431,924 476,182 296,331 479,457 418,354 Otros Ingresos 310,927 297,147 702,314 691,377 707,145 714,317COSTOS 7, 205, 804 7, 21 9, 563 8, 290, 783 8, 223, 02 5 8, 347, 807 8 ,446, 518 Gastos de Generación 3, 292, 026 3 ,03 4, 573 3, 861, 786 3, 892, 79 0 3 ,888, 347 3 ,974, 157 Costos de Transmisión 240,164 410,946 402,933 322,006 405,704 380,136

Gastos de Distribución 2, 893, 015 2 ,90 6, 267 3, 065, 566 3, 062, 96 3 3 ,086, 651 3 ,116, 867 Gastos de Comercialización 289,372 397,089 299,206 299,400 301,264 304,838 Gastos Generales y Administrativos 491,227 470,688 661,292 645,865 665,840 670,520UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2, 180, 740 2, 33 3, 037 2, 749, 745 2, 668, 15 0 2, 768, 657 2 ,782, 591OTROS INGRESOS (EGRESOS) -116,506 -136,883 -503,458 -482,268 -506,921 -507,505 Ingresos Financieros 273,684 222,844 196,364 191,912 197,714 199,407 Gastos Financieros -566,523 -526,082 - 605,455 -581,855 -609,620 -610,810 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 7 7 7 7 Otros Ingresos (Egresos) 195,753 133,131 -101,842 -99,834 -102,543 -103,758 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -19,420 680 7,469 7,502 7,521 7,648UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 2, 064, 234 2, 19 6, 155 2, 246, 286 2, 185, 88 2 2, 261, 736 2 ,275, 086 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 2, 064, 234 2, 19 6, 155 2, 246, 286 2, 185, 88 2 2, 261, 736 2 ,275, 086 Particip. Utilidad Trabajadores 105,678 129,937 129,604 128,271 130,496 132,084 Impuesto a la Renta 655,326 640,347 708,714 691,733 713,588 718,533UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 ,303,230 1,425,871 1,407,969 1,365,879 1,417,653 1,424,469

Proyecciones Dic 2009 S/. Miles



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2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO

Al 31 de diciembre del 2008 el saldo de efectivo de las empresas del SectorEléctrico ascendió a S/. 1 391,2 millones; producto de un saldo inicial de caja deS/. 1 533,1 millones y una variación de efectivo de - S/. 142,1 millones.

El flujo de efectivo de las actividades de operación asciende a S/. 2 231,9millones, el cual es resultante básicamente del efecto positivo de la utilidad neta(S/. 1 408,0 millones).

Las actividades de inversión muestran una salida de efectivo neto cuyo montoasciende a S/. 1 449,9 millones; destacando sustancialmente las inversiones enactivo fijo por S/. 1 166,8 millones; inversiones de intangible por S/. 101,6millones y desembolso para estudios y proyectos por S/. 121,1 millones.

Además se muestra una salida de efectivo relacionada con las actividades definanciamiento, cuyo valor es S/. 924,1 millones sobresaliendo el pago dedividendos por S/. 1 139,6 millones; presenta egresos por préstamos bancarios

por S/. 162,3 millones e ingresos por emisión de valores por S/. 214,6 millones.

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras con S/. 1 101,0 millones concentran los mayoresniveles de saldo de efectivo a fin del periodo. Su saldo en la actividad deoperación es S/. 1 198,0 millones.

La actividad de inversión implicó un desembolso de efectivo por S/. 581,6

millones, básicamente por el rubro de activo fijo en S/. 511,2 millones.

Mientras que en su actividad de financiamiento han realizado desembolsos porS/. 663,9 millones; resultado principalmente del pago de dividendos por S/. 776,8millones; además presenta entrada de efectivo dada la emisión de valores yegresos debido a préstamos bancarios por S/. 116,9 millones y S/. 155,0 millonesrespectivamente.



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Las empresas transmisoras alcanzan un saldo de efectivo de S/. 88,3 millones. Lavariación de efectivo proveniente de las actividades de operación es de S/. 226,8millones; por efecto de REP (S/. 128,0 millones) y Transmantaro, (S/. 49,5millones) principalmente.

La actividad de inversión implicó una salida de efectivo de S/. 180,7 millones;explicada principalmente por las inversiones realizadas por REP (S/. 148,9millones).

En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 103,2 millones;

se observa desembolso por pago de préstamos bancarios por S/. 52,1 millones ypago de dividendos por S/. 26,6.

Las empresas distribuidoras muestran un saldo de S/. 201,7 millones al 31 dediciembre del 2008. Los ingresos de efectivo obtenidos de sus actividades deoperación ascienden a los S/. 807,1 millones; derivados de la utilidad neta deS/. 471,1 millones.

Las inversiones tuvieron salida de S/. 687,5 millones; de las cuales se tuvo salidade inversiones en activo fijo de S/. 615,9 millones; siendo Edelnor y Luz del Surlas que muestran mayores niveles de inversión en activo fijo con S/. 201,3millones y S/. 144,2 millones respectivamente. Hidrandina es la tercera empresaen cuanto a inversiones en activo fijo con S/. 84,4 millones.

En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 156,9 millones;se observa el financiamiento a través de pago por dividendos de S/. 336,2

millones; la cual fue realizada en su mayor parte por Edelnor y Luz del Sur conS/. 134,6 millones y S/. 161,7 millones respectivamente.

Por Sistema

Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional muestran un saldo deefectivo al 31 de diciembre del 2008 de S/. 1 381,3 millones; lo cual se debe en



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gran parte al saldo de efectivo al inicio (S/. 1 524,0 millones). El flujo resultante delas actividades de operación ascendió a S/. 2 243,0 millones; debido a la utilidadneta (S/. 1 400,7 millones). El egreso de efectivo por las inversiones realizadasasciende a S/. 1 433,9 millones que se han orientado a la adquisición de activosfijos por S/. 1 163,9 millones. Se observan salidas de efectivo derivadas de lasactividades de financiamiento por S/. 951,8 millones de los cuales se tiene el pagode dividendos por S/. 1 139,5 millones; además se presentan egreso de efectivo através de préstamos bancarios por S/. 165,1 millones e ingreso de efectivo poremisión de valores por S/. 214,6 millones.

Las empresas de los Sistemas Aislados, muestran un saldo de efectivo neto al 31de diciembre del 2008 de S/. 9,7 millones; mayor en S/. 0,6 millones al saldoinicial. En este periodo se presentan egresos en las actividades de operación quefue de S/. 11,2 millones. Además han efectuado desembolsos de efectivo parainversiones por S/. 16,0 millones con salidas por activo fijo de S/. 2,9 millones;mientras que las actividades de financiamiento implicaron ingreso de efectivo deS/. 27,7 millones.



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2.9. RANKING EMPRESARIAL

El ranking empresarial muestra que las empresas generadoras, Edegel y Electro

Perú, tienen los dos primeros puestos en lo que a nivel de activos se refiere, masno por el nivel de rendimientos de activos. A nivel de activos, el tercer y cuartopuesto lo obtienen las empresas distribuidoras las cuales serían lasrepresentativas del sistema: Edelnor y Luz del Sur. Por el lado de empresastransmisoras la más representativa es REP: puesto N° 7 en nivel de activos.

Tabla 33 Ranking General

TIPO Descripción

G Edegel 4910 769 1 2198 921 1 1148 716 5 265 310 5 182 580 5 5.6% 25 8.1% 20G Electroperú 3438 824 2 2129 463 2 1217 492 4 347 209 3 299 448 3 10.2% 14 14.3% 13

D Edelnor 2386 020 3 841 325 5 1439 021 2 290 893 4 242 342 4 13.0% 8 29.8% 6D Luz del Sur 2169 478 4 961 323 3 1446 912 1 355 558 2 332 191 2 17.0% 5 37.2% 5G Enersur 1668 380 5 597 161 8 1304 908 3 466 505 1 421 322 1 27.4% 3 58.2% 2G Egenor 1427 931 6 587 819 9 397 234 6 70 206 8 15 697 19 4.7% 26 2.1% 31T Rep 1163 124 7 522 062 11 225 590 10 100 098 7 77 857 6 8.5% 18 15.5% 11G Electro Andes 1095 394 8 688 055 7 254 679 8 104 502 6 76 839 7 9.9% 15 12.0% 17G Egasa 977 374 10 860 774 4 154 892 18 33 291 16 44 862 11 3.4% 31 5.2% 26D Hidrandina 999 359 9 823 853 6 364 847 7 45 505 12 51 171 10 5.6% 24 7.7% 21G Egemsa 606 519 12 581 720 10 96 381 24 44 098 14 57 777 9 7.7% 20 10.4% 18G Kallpa 685 675 11 129 870 28 170 809 14 25 254 20 (10 945) 43 6.1% 22 -7.4% 39G San Gabán 574 084 13 320 834 15 121 443 22 60 645 9 8 485 24 10.8% 13 2.6% 30D Electrocentro 559 525 14 416 442 13 220 714 11 41 353 15 41 183 13 7.8% 19 9.5% 19D Electro Sur Este 471 074 15 425 902 12 154 847 19 19 420 21 19 699 18 4.3% 28 4.9% 27T Transmantaro 448 675 17 165 350 25 81 791 25 56 408 10 41 494 12 12.6% 9 28.3% 7D Electro Oriente 460 713 16 414 352 14 228 811 9 12 122 26 14 483 20 2.9% 32 3.8% 29G Seal 323 217 19 230 344 16 203 599 13 27 644 19 29 347 15 9.1% 17 13.2% 15D Electronoroeste 329 106 18 225 395 17 214 423 12 28 564 17 27 322 16 9.6% 16 12.7% 16G Cahua 315 040 20 175 790 21 103 578 23 45 118 13 33 916 14 15.3% 7 20.3% 9

D Electro Sur Medio 310 945 21 196 046 20 153 728 20 12 376 25 (35 280) 44 4.4% 27 -20.7% 41* ROA calculado en base al activo del inicio del periodo. ROE calculado en base al patrimonio del inicio del periodo.

RANKING GENERALINGRESOS U. OPERATIVA ROA S/. YTYU. a. IMPUESTOSACTIVO PAT.NETO ROE S/. YTY

A nivel empresas generadoras podemos observar a Edegel como la más grande anivel de activos, quinta en ingresos, vigésima quinta en rentabilidad sobre activosy vigésima en retorno sobre el patrimonio. Electroperú aparece como la segundaen activos, cuarta en ingresos, tercera en niveles de utilidad operativa y de utilidadantes de impuestos, y décimo cuarto en ROA.

Mientras tanto, Electro Andes muestra un comportamiento más homogéneo comola octava en activos, séptima en ingresos y en utilidad operativa, y en utilidadantes de impuestos, y décima quinta en rentabilidad sobre activos (ROA).



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Tabla 34 Ranking Total

TIPO Descripción

G Edegel 4 910 769 1 2 198 921 1 1 148 716 5 265 310 5 182 580 5 5.6% 25 8.1% 20G Electroperú 3 438 824 2 2 129 463 2 1 217 492 4 347 209 3 299 448 3 10.2% 14 14.3% 13

G Enersur 1 668 380 5 597 161 8 1 304 908 3 466 505 1 421 322 1 27.4% 3 58.2% 2G Egenor 1 427 931 6 587 819 9 397 234 6 70 206 8 15 697 19 4.7% 26 2.1% 31G Electro Andes 1 095 394 8 688 055 7 254 679 8 104 502 6 76 839 7 9.9% 15 12.0% 17G Egasa 977 374 10 860 774 4 154 892 18 33 291 16 44 862 11 3.4% 31 5.2% 26G Egemsa 606 519 12 581 720 10 96 381 24 44 098 14 57 777 9 7.7% 20 10.4% 18G San Gabán 574 084 13 320 834 15 121 443 22 60 645 9 8 485 24 10.8% 13 2.6% 30G Termoselva 310 224 22 167 918 24 128 424 21 5 387 30 - 8 550 42 1.8% 33 -5.7% 38G Cahua 315 040 20 175 790 21 103 578 23 45 118 13 33 916 14 15.3% 7 20.3% 9G Kallpa 685 675 11 129 870 28 170 809 14 25 254 20 - 10 945 43 6.1% 22 -7.4% 39G Eepsa 261 197 23 169 824 22 168 630 16 54 811 11 71 570 8 20.1% 4 46.9% 4G Egesur 196 568 27 159 627 26 28 379 32 669 34 628 31 0.4% 37 0.4% 36G Sinersa 112 679 32 50 280 33 20 055 35 10 702 27 3 469 27 11.8% 11 7.1% 22G Shougesa 91 342 33 72 101 30 158 900 17 13 551 24 13 267 22 16.2% 6 20.9% 8G Chavimochic 38 479 35 38 479 35 3 980 38 - 1 137 43 - 929 41 -2.9% 39 -2.4% 37G Egepsa 4 332 38 3 586 38 1 147 41 57 38 56 36 1.27% 34 1.55% 33

T REP 1 163 124 7 522 062 11 225 590 10 100 098 7 77 857 6 8.5% 18 15.5% 11T Transmantaro 448 675 17 165 350 25 81 791 25 56 408 10 41 494 12 12.6% 9 28.3% 7T Eteselva 237 832 26 206 401 19 23 675 33 2 471 31 1 270 28 1.1% 35 0.7% 34T Redesur 170 061 28 61 182 32 35 878 29 16 303 23 10 690 23 7.4% 21 14.1% 14T Isa-Perú 151 546 29 70 801 31 29 380 31 18 552 22 13 596 21 11.2% 12 17.7% 10

D Edelnor 2 386 020 3 841 325 5 1 439 021 2 290 893 4 242 342 4 13.0% 8 29.8% 6D Luz del Sur 2 169 478 4 961 323 3 1 446 912 1 355 558 2 332 191 2 17.0% 5 37.2% 5D Hidrandina 999 359 9 823 853 6 364 847 7 45 505 12 51 171 10 5.6% 24 7.7% 21D Electrocentro 559 525 14 416 442 13 220 714 11 41 353 15 41 183 13 7.8% 19 9.5% 19D Electro Sur Este 471 074 15 425 902 12 154 847 19 19 420 21 19 699 18 4.3% 28 4.9% 27D Electro Oriente 460 713 16 414 352 14 228 811 9 12 122 26 14 483 20 2.9% 32 3.8% 29D Seal 323 217 19 230 344 16 203 599 13 27 644 19 29 347 15 9.1% 17 13.2% 15D Electronoroeste 329 106 18 225 395 17 214 423 12 28 564 17 27 322 16 9.6% 16 12.7% 16D Electro Sur Medio 310 945 21 196 046 20 153 728 20 12 376 25 - 35 280 44 4.4% 27 -20.7% 41D Electronorte 253 003 24 168 266 23 169 062 15 28 483 18 25 838 17 12.0% 10 15.2% 12D Electro Puno 245 155 25 214 909 18 72 008 28 8 369 28 8 474 25 3.7% 30 4.4% 28D Electrosur 148 236 30 131 516 27 76 949 26 8 253 29 7 983 26 5.7% 23 6.1% 24D Electro Ucayali 130 646 31 118 251 29 74 754 27 - 2 228 44 514 32 -1.8% 38 0.4% 35D Edecañete 55 380 34 44 628 34 22 667 34 607 35 866 30 1.0% 36 2.0% 32D Coelvisac 30 272 36 18 782 36 32 881 30 1 063 32 1 182 29 3.9% 29 6.8% 23D Emseusa 6 785 37 5 592 37 4 350 37 333 37 302 35 -15.0% 41 5.4% 25D Emsemsa 1 900 40 354 41 2 867 40 - 43 42 - 85 40 -2.9% 40 -19.4% 40D Sersa 682 41 430 40 3 202 39 387 36 345 34 56.7% 1 80.2% 1

* ROA calculado en base al activo del inicio del periodo. ROE calculado en base al patrimonio del inicio del periodo.

DISTRIBUIDORAS

GENERADORAS

RANKING GENERALACTIVO PAT.NETO IN GRESOS U. OPERATIVA U. a . IMPUESTO S ROA S/ . Y TY ROE S/ . YTY

TRANSMISORAS

Por el lado de las empresas transmisoras la más representativa es Red deEnergía del Perú (REP), ocupando el primer lugar en activos y en niveles deutilidad económica y financiera antes de impuestos de este grupo. Por otro lado,Transmantaro sigue siendo la segunda más grande a nivel transmisoras, es lasegunda a nivel de activos e ingresos y la primera en rentabilidad sobre activos;mientras que Isa-Perú, en términos de utilidad sobre activos (ROA) ocupa elsegundo lugar entre las empresas de Transmisión.

Entre las Distribuidoras las empresas Edelnor y Luz del Sur son las más grandes.A nivel de Activos, Edelnor supera a Luz del Sur mientras ocurre lo contrario enlos cálculos de Patrimonio Neto, Ingresos, Utilidades y Rentabilidades.



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2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO

Para el tema que estamos analizando, necesitamos realizar un análisis de algunasvariables económicas. Para ello nos vamos a apoyar en algunas cifras divulgadaspor los organismos públicos tales como el Banco Central de Reserva del Perú(BCRP), el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) y de algunosministerios tales como el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO

La evolución del PBI en el se tiene crecimiento anual acumulado de 9,8%; siendoeste crecimiento el mayor en los últimos 14 años.Los sectores que presentaron mayor dinamismo fueron el sector construcción,comercio, manufactura, electricidad y agua con crecimientos del 16,5%; 12,8%;8,5% y 7,7% respectivamente.También la evolución de la demanda interna dado un mayor consumo e inversión jugó a favor del crecimiento de este año, es así que se tuvo implementación tantode obras públicas como privadas con proyectos mineros, eléctricos, transporte,comunicaciones, de vivienda y comerciales.



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Tabla 35 Producto Bruto Interno

Fuente: Notas de estudio del BCRP Nro 09 marzo2009 (Informe Macroeconómico IV trimestre 2008)

Gráfico 36 Producto Bruto Interno-Evolución Trimestral

Producto Bruto Interno Trimestral 2005_I - 2008_IV(Variación % Interanual del Índice de Volume n Físico)

11.710.7

6.7

10,39,88,98,18,58,98,7

5,8

7,77,66,76,8

6,0

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV

2005 2006 2007 2008

Fuente: BCRPElaboración propia



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Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2008

Fuente: BCRP – Nota No 8 febrero 2009

En el año 2008, el sector electricidad y agua registró crecimiento de 7,7%, dado elcrecimiento del subsector electricidad en 8,5% y crecimiento ligero del subsectoragua en 0,9%. La generación de electricidad alcanzó en el 2008 30,5 mil GWh.La mayor producción se debe a los niveles producidos por las plantas térmicas(11,9 mil GWh) mostrando incremento de 31,9% respecto al 2007. Mientras que lageneración eléctrica de las plantas hidráulicas se situó en 18,60 mil GWh paraeste año.En el 2008 las empresas que incrementaron su producción en mayor proporciónfueron Enersur 25,2% y Egesur con 17,6%.



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Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua

Fuente: INEI, Ministerio de Energía y MinasElaboración propia

Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2008

Fuente: Ministerio de Energía y Minas, y EPS





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2.10.3. TIPO DE CAMBIO

En cuanto a la depreciación del Nuevo Sol, éste se depreció en diciembre 0,72%respecto a noviembre. Ya que el tipo de cambio interbancario promedio decompra y venta mensual pasó de 3,092 (en noviembre) a 3,114 (en diciembre).Mientras que en el año se depreció 4,8% respecto al dólar.

2.10.4. SECTOR EXTERNO

En el 2008 las exportaciones fueron de US$ 31,594 millones; mientras que lasimportaciones fueron de US$ 28,432 millones; con lo cual se registra un superáviten la balanza comercial de US$ 3,162 millones.

Las exportaciones tradicionales ascendieron a 10,7%, debido a que se elevaronlos volúmenes exportados de harina de pescado, café, zinc y oro; mientras que lasexportaciones no tradicionales ascendieron en 20,0% debido a las ventas deproductos agropecuarios, pesqueros, textiles y químicos.En cuanto a las importaciones, se incremento en 45,1% respecto al año anteriorante las mayores adquisiciones de bienes de capital (57,6%) e insumos (39,5%)2.

2/ BCRP - Memoria Anual 2008



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Gráfico 37 Balanza Comercial Trimestral del 2006-I al 2008-IV

BALANZA COM ERCIAL(2006-2008)

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

3000.04000.0

5000.0

6000.0

7000.0

8000.0

I II III IV I II III IV I II III IV

2006 2007 2008

M i l l U S $

Export. totales Importacion es totales Balanza comercial

Fuente: BCRPElaboración propia

Tabla 41 Balanza Comercial

Fuente: BCRP - Nota Semanal Enero 2008

2.10.5. SECTOR FISCAL

El gobierno central acumuló en el 2008 S/. 8 304 millones de resultado económicoque representa 2,2% del PBI. Esto representa a comparación del 2007 unincremento de S/. 2 120 millones, y se ve explicado por el incremento de losingresos tributarios (S/. 5 791).



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Ello debido a que se registró un resultado primario de S/. 13 432 millones, losgastos no financieros fueron de S/.54 946 millones, mientras que los ingresoscorrientes fueron de S/. 67 986 millones y los ingresos de capital fueron de S/. 392millones.En cuanto a los intereses ascendieron S/. 5 128 millones.

Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles)



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2.10.6. NOTICIAS SECTOR ELÉCTRICO: AÑO 2008

Poder Ejecutivo asegura suministro de electricidad para uso de servicio públicoLima, ene. 03 (ANDINA).- Generadores deberán abastecer a distribuidores que nocuenten con contratos para suministro público de energíaLas demandas de potencia y energía de los distribuidores que no cuenten con suministrosy que estén destinadas al servicio público de electricidad, serán abastecidas por losgeneradores a fin de asegurar un eficiente abastecimiento a nivel nacional, señala unanorma del Poder Ejecutivo publicada hoy.De esta manera, el gobierno busca asegurar el suministro de electricidad para el mercadoregulado y evitar que haya una ruptura de la cadena de pagos.

La norma precisa que si los distribuidores eléctricos no logran obtener contratos desuministro de energía mediante los mecanismos de licitación establecidos, éstos seránasumidos por los generadores.

También determinó que el precio de la energía que se suministre bajo este esquema seráel precio de barra del mercado regulado, y se pagará a los generadores en proporción asu Energía Firme Eficiente Anual, menos sus ventas de energía por contrato.

Para ello el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) tendráque establecer en los próximos 15 días útiles el procedimiento que deberán seguir losgeneradores.

Sin embargo, a fin de que los distribuidores realicen todos los esfuerzos posibles paracontratar energía mediante las licitaciones, la norma establece que serán penalizados losque no hayan realizado al menos tres convocatorias a proceso de subasta antes de retirarpotencia y energía de los generadores bajo ese esquema.

La penalización no podrá superar el cinco por ciento de su facturación por el servicio dedistribución, precisa la norma.

MEM otorga concesión temporal de generación eléctrica a Petrolera Monterrico por170 Mw|Lima, ene. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a laEmpresa Petrolera Monterrico la concesión temporal de la futura central eólica La Brea,para una capacidad instalada estimada de 170 megavatios (Mw), con el fin de que laempresa desarrolle estudios relacionados a la actividad de generación de energíaeléctrica.Los mencionados estudios se realizarán en el distrito de La Brea, provincia de Talara, enel departamento de Piura.

De acuerdo a una resolución del MEM, esta concesión temporal es por un plazo de dosaños contados a partir de hoy.

El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas yde seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural dela nación.

También está obligado al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley deConcesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes.



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De acuerdo al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, si el concesionario nocumple con las obligaciones contraídas en su solicitud respecto a la ejecución de losestudios y del cronograma de ejecución de los estudios, la Dirección General deElectricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.

Egechilca inició construcción de planta termoeléctrica de 538 megavatiosLima, ene. 08 (ANDINA).- La empresa Egechilca, de capitales panameños, informó hoyque inició la construcción de su planta termoeléctrica de 538 megavatios (Mw) en lalocalidad de Las Salinas (Chilca), al sur de Lima, y que demandará una inversión de 500millones de dólares.El gerente general de Egechilca, Alfred Sklar, precisó que se empezó la construcción delcerco perimétrico anti tsunami, en cumplimiento del cronograma establecido por elMinisterio de Energía y Minas (MEM).“Hemos iniciado la construcción del cercoperimétrico a 250 metros del mar en Las Salinas mucho antes de lo establecido por elMEM en el cronograma que fijó para que Egechilca cumpla gradualmente con susobligaciones porque queremos culminar la obra lo más pronto posible”, manifestó.

Precisó que las obras a realizar en los próximos cinco meses supondrán una inversión de25 millones de dólares.

Ello comprende, aparte de la construcción del cerco perimétrico, la culminación de lacimentación para la central térmica para proseguir con el traslado de las turbinas degeneración.

De acuerdo al cronograma aprobado por el MEM, el 10 de agosto del 2008 debe culminarel traslado de turbinas a la central a Chilca y el 17 de agosto debe darse inicio al montajede turbinas de combustión.

El embajador de Panamá en Perú, Roberto Díaz, dijo que la central termoeléctrica no sólose tiene que ver como un negocio sino también como una obra social ya que los peruanos

en general, especialmente los que viven en el área de la gran Lima, podrán contar conenergía eléctrica aprovechando el recurso del gas natural de Camisea.“Perú ganará ydemostrará ser un ejemplo de que se pueden hacer negocios buenos con los recursosnaturales del país, sin especulaciones desorbitadas, con una electricidad que noaumentará el precio sino, por el contrario, con la posibilidad real de bajar las tarifaseléctricas, algo que es muy remoto en este tipo de negocios a nivel internacional”,precisó.

MEM otorga a Holek Energía concesión temporal para evaluar instalación de centraltérmica en Chilca

Lima, ene. 09 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a la empresa Holek Energía para desarrollar estudios relacionados ala generación de energía eléctrica en la futura Central Térmica Holek, a ubicarse en eldistrito de Chilca, al sur de Lima.La central térmica tendría una potencia instalada comprendida entre 550 a 620megavatios (Mw).

Holek Energía solicitó el 7 de noviembre del 2007 que se le otorgue la concesión temporalpara realizar estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica.



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La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM verificó que el peticionario hacumplido con los requisitos establecidos en el reglamento de las Ley de ConcesionesEléctricas.

El plazo de la concesión temporal es de 15 meses, en los cuales el concesionario estáobligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad,preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, asícomo el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de ConcesionesEléctricas.

MEM ejecutará obras de electrificación rural en zonas no atendidas pordistribuidoras estatales

Lima, ene. 09 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) ejecutará, porexcepción, obras de electrificación rural en forma directa o a través de gobiernosregionales y locales en zonas de concesión de distribuidoras eléctricas estatales siempreque las poblaciones hayan solicitado el servicio y no hayan sido atendidas en el plazo de

un año.

Ello debido a que las distribuidoras estatales no atienden en el plazo que establece la Leyde Concesiones Eléctricas los reiterados pedidos de poblaciones rurales de escasosrecursos para que se les brinde el servicio público eléctrico, señala un proyecto de leyenviado por el Poder Ejecutivo al Congreso de la República.Según el proyecto, esta situación genera inconformidad en la población y reclamos, todavez que dichas distribuidoras se niegan a prestar el servicio a los solicitantes debido a labaja rentabilidad de las inversiones en zonas rurales.

Por ello el Estado, cumpliendo su rol subsidiario, no puede renunciar a la función social deorientar el desarrollo del país, actuando principalmente en las áreas de promoción deempleo, salud, educación, seguridad, servicios públicos e infraestructura.De esta manera, en los casos en que el Estado invierta en zonas de concesión noatendidas por dichas empresas, se procederá a calificar a la obra a ejecutarse comosistema eléctrico rural, siéndole de aplicación el régimen de la concesión eléctrica rural ylas demás disposiciones previstas en la Ley de Electrificación Rural y su reglamento.

Para tal fin se plantea la emisión de una norma con rango de ley que dé una solución a lasituación surgida, en forma excepcional y hasta que se den las condiciones para que lasempresas de distribución eléctrica de propiedad estatal cumplan con su obligación de darsuministro eléctrico en el plazo previsto en la ley.

El proyecto también señala que existe infraestructura eléctrica ejecutada por losgobiernos regionales y locales en áreas rurales ubicadas fuera de la zona de concesiónde las distribuidoras eléctricas que a la fecha se encuentran en condiciones precarias.

Por ello, a fin de mejorar el servicio eléctrico deficiente, el Estado a través del MEM podráfinanciar la remodelación, rehabilitación y el mejoramiento de dichas instalacionesexistentes siempre y cuando las mismas presten el servicio público de electricidad yhayan sido construidas sin cumplir con las normas técnicas de electrificación ruralLasolución propuesta permitirá que a futuro las poblaciones se vean beneficiadas con unmejor servicio eléctrico prestado en forma continua y sin interrupciones, evitándose quese desperdicie la inversión en instalaciones existentes, ejecutadas por terceros.



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El proyecto no implica costo alguno para el erario nacional sino más bien un beneficiopara el Estado, toda vez que se soluciona un problema existente en el sector eléctrico dedistribución, explicó el Poder Ejecutivo.

Potencial de generación de electricidad con geotermia en Perú asciende a unos3,000 Mw

Lima, ene. 16 (ANDINA).- El potencial estimado de Perú para la generación deelectricidad con energía geotérmica, proveniente de aguas termales, asciende a unos3,000 megavatios (Mw), señaló hoy el viceministro de Energía, Pedro Gamio.

Precisó que esta cantidad ha sido estimada por expertos japoneses y anunció que en elsur del país ya se iniciaron los estudios para la generación de electricidad en los camposgeotérmicos Borateras y Calientes en el departamento de Tacna.

De acuerdo a los estudios de prefactibilidad presentados, el potencial de generación deelectricidad de ambos campos asciende a 150 Mw, Calientes aportaría 100 Mw y

Borateros 50 Mw.“Este proyecto es el inicio del desarrollo de una nueva fuente degeneración renovable, que es la energía geotérmica que tiene varias ventajas pues esrenovable, ayuda al desarrollo local e implica un fortalecimiento de la infraestructuraenergética del sur de Perú”, dijo a la agencia Andina.

Destacó que estos proyectos de energía geotérmica ayudarían a desarrollar un proyectoecoturístico de aguas termales en la zona. Asimismo, impulsarían la agricultura alproveerla de agua apropiada al eliminar los metales pesados que contienen las aguas quese utilizarían en el proyecto, y ampliaría la frontera agrícola.

“Lo más importante es que es una fuente de generación de energía eléctrica más barataque una central a Diesel 2 o Residual, y nunca se agota”, subrayó.

El viceministro refirió que Perú necesita anualmente 300 Mw adicionales, que es elcrecimiento de la demanda de energía eléctrica.

Asimismo, señaló que de acuerdo al proyecto de prefactibilidad de Borateros y Calientes,se garantiza una tasa de retorno interno de 14 por ciento.

“Si se incluye el componente de desarrollo limpio, es decir el Bono de Carbono, que esuna palanca financiera muy importante que tiene el mundo desarrollado para apoyarproyectos de energía renovables y reducir la emisión de gases contaminantes en elplaneta Tierra, la tasa interna de retorno podría llegar a 20 por ciento”, explicó.

El proyecto cuenta con financiamiento del Banco de Cooperación Internacional del Japón(JBIC) y la Organización del Comercio Exterior de Japón (Jetro), así como del Ministeriode Energía y Minas (MEM).

Por su parte, el jefe del proyecto de prefactibilidad, Enrique Lima, de la empresa WestJapan Engineering Consultants, indicó que la inversión necesaria para construir lasplantas de generación de electricidad con energía geotérmica en Calientes ascendería a130 millones de dólares y para Borateros a 100 millones.

Indicó que en 30 años de operación de la planta se lograría un ahorro de 60 por cientorespecto a una que utilice gas natural, por lo tanto, en el largo plazo resulta mucho máseconómica su operación.Sin embargo, la inversión inicial sería muy elevada para laintervención de un inversionista privado, y el gobierno del Japón podría financiar su



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construcción a través de créditos.Asimismo, Lima estimó que conservadoramente elpotencial de la energía geotérmica en Perú podría abastecer el 50 por ciento de lasnecesidades de electricidad en el país que ascienden a 6,000 Mw.

Tarifas eléctricas se incrementarían hasta 2% a partir de mayoLima, ene. 27 (ANDINA).- Las tarifas de energía eléctrica al consumidor seincrementarían hasta en dos por ciento a partir del primero de mayo como parte delproceso de fijación tarifaria, señaló hoy el presidente del Organismo Supervisor de laInversión en Energía y Minería (Osinergmin), Alfredo Danmert.“Este incremento responde a la estrategia de promover nuevas inversiones pues conprecios altos se genera interés para invertir en el país”, manifestó a la agencia Andina.

También estimó que en el año 2009 el sector electricidad recibiría inversiones por unmonto mayor a 200 millones de dólares, los cuales provendrían del incremento delnúmero de generadoras.

“Las empresas han respondido al reto y por eso están interesadas en invertir en laproducción de aproximadamente 598 megawatts (Mw), donde cada Mw está valorizadoen 400 mil dólares”, dijo.

De estos 598 Mw, unos 230 Ww corresponderán a generación hidroeléctrica y 368 Mw ageneración a gas natural, anotó.

Precisó que si bien anualmente el país requiere una producción de 300 Mw, el montoproyectado permite afirmar que Perú se está convirtiendo en una plaza interesante para lacaptación de capitales extranjeros y nacionales.

“Si el crecimiento del país fuera de cuatro por ciento se necesitaría generación yproducción eléctrica adicional de 150 Mw. Por ello, si el actual crecimiento es de ocho por

ciento necesitamos inversión por 300 Mw”, afirmó.Danmert indicó que en el 2008 las reservas de generación eléctrica podrían mostrar unareducción, la cual sería compensada por la producción estimada para el 2009.

“Esto no quiere decir que falte electricidad sino que el nivel de reservas que nosotrosestimamos en 20 por ciento se reducirían hasta tres puntos porcentuales, llegando a 17por ciento”, añadió.

Finalmente, comentó que ante esta eventualidad el gobierno está tomando las medidasnecesarias para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica y evitar cualquier tipo deproblemas.

Proyectan instalar central eólica al norte de Lima con capacidad de 240 megavatiosLima, ene. 27 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó una concesióntemporal a favor de Energía Eólica para desarrollar estudios relacionados a la actividadde generación de energía eléctrica en la futura Central Eólica Parque Las Lomas, quetendrá una capacidad estimada de 240 megavatios (MW).Los estudios se realizarán en los distritos de Huacho y Chancay, de las provincias deHuaura y Huaral, del departamento de Lima, durante un plazo de dos años, segúnuna Resolución Ministerial publicada en el diario oficial.



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El concesionario está obligado a respetar las normas técnicas y de seguridad,preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, asícomo al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de ConcesionesEléctricas, su Reglamento y demás normas legales vigentes.

La energía eólica se obtiene del viento y en los lugares donde abunda, puede ser utilizadapara generar electricidad, con la ventaja de ser una fuente limpia, que reduce el usointensivo de hidrocarburos con el consiguiente beneficio para el medio ambiente. La costaperuana cuenta con un importante potencial eólico.

El MEM viene promoviendo el uso de energías renovables, entre las cuales está laenergía eólica, como parte de su política a favor de un cambio de matriz energética, quetambién considera la masificación del uso del gas natural.

Edelnor registró el 28 de enero nuevo récord en máxima demanda de electricidadcon 876 MwLima, ene. 29 (ANDINA).- El 28 de enero Edelnor registró un nuevo récord en la máxima

demanda de energía al alcanzar 876 megawatios (Mw), cifra superior a los 867 Mwalcanzados el 28 de noviembre del 2007, el anterior récord histórico en la demanda deelectricidad, informó hoy esta concesionaria de distribución eléctrica.Dijo que estas cifras se explican principalmente por el mayor consumo de los clientesresidenciales, destacando los ubicados en los distritos que se caracterizan por serpujantes y progresistas, tales como San Juan de Lurigancho, Puente Piedra, Carabaillo yAncón, entre otros.

También se debe al incremento de diversas actividades económicas como la pesca,elaboración de productos alimenticios y bebidas, fabricación de sustancias y productosquímicos, comercio al por mayor y menor, y fabricación de otros productos minerales nometálicos.

Precisó que la anterior máxima demanda registrada por Edelnor el 28 de noviembre delaño pasado, de 867 Mw, superó en 4.91 por ciento a la presentada el año 2006, que fuede 826 Mw.

Sin embargo, en los distritos residenciales mencionados el crecimiento fue inclusive porencima de diez por ciento.

Los niveles récord que está alcanzando la demanda de energía eléctrica representa unaumento sostenido en su evolución, lo que a su vez se sustenta en el crecimientoeconómico, siendo el consumo uno de los primeros indicadores del dinamismo que vieneocurriendo en el país.

Este año 1,500 centros poblados serán electrificados, anuncia presidente García

Amazonas, feb. 01 (ANDINA).- El presidente de la República, Alan García Pérez,anunció hoy que el 2008 se superará el récord de mil 500 centro poblados del país a losque se dotará de electrificación para mejorar su educación, comunicación y producción.El jefe del Estado recordó que el año pasado el gobierno llevó electrificación a mil 30poblados, como parte de la inversión social que se realiza en las zonas más pobres yrurales.

Desde el centro poblado de Chocta, en el distrito de Luya (Amazonas), destacó el iniciode la electrificación en 16 poblados con 41 kilómetros de línea de mediana tensión en



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beneficio de cinco mil 800 personas, que requirió una inversión de dos millones 800 milsoles.

“Esta electrificación debe favorecer las tierras productoras de papa, tierras ganaderas alas cuales por primera vez el sistema eléctrico permitirá procesos de enfriamiento ymejorar el precio para la carne y leche. Sin electricidad el campesino es víctima deintermediarios y el mercado”, mencionó.

El mandatario remarcó, en ese sentido, que su gobierno ha invertido más de mil millonesde soles en obras de electrificación.

Añadió que este año en Amazonas se invertirá 49 millones de soles para avanzar hastaque el último centro poblado tenga electricidad y derecho al agua potable. “Eso es justiciasocial”, aseveró.

MEM otorga concesión para evaluar instalación de Central Hidroeléctrica El ChorroLima, feb. 05 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas informó hoy que otorgó unaconcesión temporal a favor de la empresa V Asociados para desarrollar estudiosrelacionados con la actividad de generación de energía eléctrica en la futura CentralHidroeléctrica El Chorro (Ancash), que tendrá una potencia instalada de 150 Megavtios(Mw).Dichos estudios se realizarán por un plazo de dos años en los distritos de Macate, Yupán,La Pampa, Huallanca y Yuracmarca, provincias de Corongo, Huaylas y Santa deldepartamento de Ancash.

La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas ha verificado queel concesionario ha cumplido con los requisitos establecidos en el reglamento de la Leyde Concesiones Eléctricas.

El concesionario queda obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas

y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Culturalde la Nación.

Asimismo, dará cumplimiento a las obligaciones establecidas en la Ley de ConcesionesEléctricas, su Reglamento y demás normas legales pertinentes.

Otorgan concesión temporal a Conenhua para estudios de transmisión eléctrica enCajamarcaLima, feb. 15 (ANDINA).- El ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy laconcesión temporal a favor del Consorcio Energético de Huancavelica (Conenhua) paradesarrollar estudios relacionados con la actividad de transmisión eléctrica en Cajamarca.Los estudios se realizarán por un plazo de doce meses para las futuras instalaciones dela Línea de Transmisión de 22.9kV San Miguel de Pallaquez- La Zanja, ubicada enCajamarca.

La mencionada línea de transmisión se ubicará en los distritos de San Miguel, Calquis,Llapa Tongod y Pulan, provincias de San Miguel y Santa Cruz, precisa la norma publicadahoy.

El concesionario deberá realizar los estudios respetando las normas técnicas y deseguridad preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de laNación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley deConcesiones Eléctricas.





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El acto, realizado en el auditorio de Petroperú, en San Isidro, contó con la presencia delministro de Energía y Minas, Juan Valdivia; el Director Ejecutivo de Proinversión, DavidLemor; y representantes de las cinco empresas precalificadas para la licitacióninternacional.

MEM planteará incentivos a la instalación de plantas de gas natural de ciclocombinadoLima, feb. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) anunció hoy quepublicará en los próximos días un proyecto de norma para otorgar incentivos económicosa la instalación de plantas de ciclo combinado a fin de premiar el mejor aprovechamientodel gas natural.El viceministro de Energía, Pedro Gamio, indicó que el proyecto de la norma serápublicado para recibir comentarios a fin de tomar en consideración las opiniones ysugerencias de los agentes del sector.

Dijo que a diferencia de una planta de ciclo simple, el ciclo combinado permite aprovecharmejor este hidrocarburo.“Tenemos que cuidar el gas natural y realizar un uso eficiente y máximo para lageneración eléctrica, por ello estamos planteando incentivos para las plantas de ciclocombinado”, comentó.

Por su parte, el director general de Electricidad del MEM, Jorge Aguinaga, explicó que lasplantas de ciclo combinando utilizan 35 por ciento menos gas natural que las plantas deciclo simple.

En el mercado sólo opera una planta de ciclo combinado, la central térmica de Etevensa,de propiedad de Edegel, mientras que Enersur, cuya central térmica a carbón está en Ilo(Moquegua), tiene planeado instalar una planta de este tipo una vez que el gas llegue a

esa zona del país.En promedio el costo de generar un kilovatio de una planta de ciclo combinando asciendea 800 dólares, mayor en 50 por ciento al costo de una planta de ciclo simple.

Una planta de ciclo combinado está compuesta por una Turbina de Gas Generador, unacaldera de recuperación de calor y un grupo Turbina a Vapor Generador, formando unsistema que permite producir electricidad.

Las plantas de ciclo combinado son las generadoras de energía más adecuadas paracumplir con los objetivos del Protocolo de Kyoto, que obliga a sus firmantes a reducir susemisiones en dióxido de carbono.

MEM amplía plazo para inicio de construcción de central hidroeléctrica Santa Ritahasta abril próximoLima, mar. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) amplió hoy a laempresa Electricidad Andina el plazo para la entrada en operación comercial de la centralhidroeléctrica Santa Rita, que prevé construir en la región Ancash, hasta el 31 de mayodel 2011.Cabe señalar que el Calendario de Ejecución de Obras original establecido en laconcesión definitiva fijaba el inicio de ejecución de las obras para el primero de marzo del2006 y la puesta en operación comercial para el 30 de setiembre del 2008.



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Sin embargo, la empresa solicitó el 11 de setiembre del 2007 la modificación del citadocontrato para prorrogar el inicio de la ejecución de obras para el primero de abril del 2008y la puesta en operación comercial de la central para el 31 de mayo del 2011.

Igualmente, le autorizó a incrementar la capacidad instalada de la central de 173.51 a 255Megavatios (Mw), a modificar el presupuesto del proyecto y a reducir el área de lapoligonal de la Casa de Máquinas – Pique – Chimenea.

Finalmente, el MEM autorizó al director general de Electricidad del ministerio a suscribir,en nombre del Estado, la minuta de modificación al contrato de concesión respectivo.

La central hidroeléctrica Santa Rita estará ubicada en los distritos de Macate, Santa Rosay Bambas, provincias de Santa, Pallasca y Corongo, respectivamente, en Ancash.

Empresas eléctricas invertirán alrededor de US$ 600 millones este año para atenderaumento de demandaIquitos, mar. 04 (ANDINA).- Las empresas de generación, transmisión y distribucióneléctrica invertirán este año alrededor de 600 millones de dólares para atender elaumento de la demanda en Perú, estimó hoy el gerente general de Edelnor, IgnacioBlanco.“En el año 2007 se llegó a invertir 500 millones de dólares en el sector eléctrico y lodestacable además es que desde el año 2003 se está creciendo en las inversiones a unritmo superior a 20 por ciento”, declaró a la agencia Andina.

En ese sentido, manifestó que para este año la inversión en el sector eléctrico tambiénseguirá creciendo en 20 por ciento.

“Luego del éxito en la licitación que hubo de la línea de transmisión hacia Cajamarca(Carhuamayo - Cajamarca - Carhuaquero), esperamos que las inversiones sigancreciendo al mismo ritmo porque la demanda está creciendo mucho”, indicó.

Precisó que la demanda de electricidad aumentó el año pasado en casi 11 por ciento,mientras que entre enero y febrero de este año el crecimiento fue de ocho o nueve porciento, por lo que se espera que el 2008 sea un año de fuerte aumento de la demanda.

“Seguimos invirtiendo para atender el aumento tan fuerte de la demanda que se estádando, y siguiendo lo bien que está el país así como el crecimiento de su economía puesla electricidad acompaña ese crecimiento. Los agentes estamos muy a gusto en Perú ycontentos por la forma como le está yendo las cosas”, comentó.

Manifestó que el aumento en la actividad productiva de Perú ha originado que elincremento de la demanda de electricidad del 2007 sea superior al promedio de losúltimos cinco años, de entre cinco y seis por ciento.

“Pero estamos viendo que la inversión está superando a la demanda porque lasempresas tienen el compromiso de apoyar el crecimiento del país y darle este servicio alas personas que aún no lo tienen”, subrayó.

Blanco participó en el Foro de Empresas de la Red de Negocios de Energía (EBN) que serealizó en la ciudad de Iquitos (Loreto) en el marco de la XXXV Reunión del Grupo deTrabajo de Energía del Foro de Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC).

Las 21 economías miembros del APEC son Australia, Filipinas, Papua Nueva Guinea,Brunei, Hong Kong Chino, Singapur, Canadá, Indonesia, Tailandia, Chile, Japón, Taipei



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Chino, China, Malasia, Perú, Corea, México, Rusia, Estados Unidos, Nueva Zelanda yVietnam.

Perú podría exportar energía eléctrica a zonas fronterizas de Brasil, sostiene

ProInversiónLima, mar. 05 (ANDINA).- El director ejecutivo de la Agencia de Promoción de laInversión Privada (ProInversión), David Lemor, informó hoy que Perú podría exportar enel mediano plazo energía eléctrica a las zonas fronterizas de Brasil.“Hemos recibido la visita de un grupo de empresarios brasileños acompañados por suembajador, Jorge Taunay, para analizar cuáles son los lugares donde hay la mejor ymayor capacidad de energía eléctrica cercana a las ciudades fronterizas de Brasil quepudieran tener demanda de electricidad.”

Precisó que con la mencionada reunión, ProInversión ha iniciado una etapa de promocióndel potencial hidroeléctrico que tiene Perú en la región amazónica, ya que el potencialeléctrico del país supera largamente la demanda que podría tener la población.

“Esta realidad nos brinda la oportunidad de que no sólo podamos atraer inversionistaspara hacer centrales hidroeléctricas, sino que también abre las posibilidades paraexportar energía eléctrica.”

En ese sentido, afirmó que los empresarios brasileños se mostraron muy interesados encomprar energía eléctrica a Perú desde las zonas de frontera, lo cual contribuiríadefinitivamente a un mayor crecimiento del sector eléctrico peruano.

Lemor precisó que de desarrollarse el proyecto de exportación de energía eléctrica alBrasil, éste estará a cargo del sector privado.

“Estamos encauzando este proyecto a través de la iniciativa privada, que no requerirá deun cofinanciamiento del Estado”, declaró a Mesa Central deTV Perú .

Manifestó que la no participación del Estado en este proyecto será ventajosa, pues evitarápasar por el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), lo cual aligerará sus procesos.

“Hoy en día podemos percibir el dinamismo que está adquiriendo la generación eléctricaen Perú, por ello incrementamos las líneas de transmisión eléctrica; ya concesionamosuna y lo haremos con tres más en los próximos meses.”

Recordó que la semana pasada la empresa española Abengoa Perú se adjudicó laconcesión para la construcción y operación durante 30 años de la línea de transmisióneléctrica Carhuamayo - Paragsha - Conococha - Huallanca - Cajamarca - Cerro Corona -Carhuaquero, obra que demandará una inversión de 106 millones 140,662 dólares.

Por otro lado, anunció que la próxima semana viajará a Japón y China para promocionarlas oportunidades de negocios que tendrían los empresarios de estos países en Perú.“El viaje será previo al que hará el Presidente de la República, Alan García, este mes aesos dos países, los que están entre las más importantes economías del Asia Pacífico”,concluyó.

Holek Energía recibe concesión temporal para concesión de línea de transmisióneléctrica Chilca – CarabaylloLima, mar. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a laempresa Holek Energía la concesión temporal por nueve meses para realizar estudios



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sobre transmisión eléctrica de la futura instalación de la línea de transmisión de 500kilovatios (Kw) ubicada entre Chilca y Carabayllo, ubicadas en las provincias de Cañete yHuarochirí, respectivamente, en Lima.La citada línea de transmisión estará entre la subestación eléctrica Pampa Salinas y lasubestación Zapallal, y atravesará los distritos de Chilca, San Bartolo, Punta Negra, PuntaHermosa, Lurín, Pachacámac, Cieneguilla, Ate, Lurigancho, San Antonio, San Juan deLurigancho y Carabaillo, ubicados en las provincias de Cañete, Lima y Huarochirí.

Según una resolución del MEM publicada hoy, el concesionario está obligado a realizarlos estudios preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de lanación.

Si vencido el plazo, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraidas en susolicitud, respecto a la ejecución de los estudios y cumplimiento del cronogramacorrespondiente, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará lagarantía otorgada.

Cabe señalar que el pasado 9 de enero el MEM otorgó una concesión temporal a HolekEnergía para desarrollar estudios relacionados a la generación de energía eléctrica en lafutura Central Térmica Holek, a ubicarse en el distrito de Chilca, al sur de Lima, la cualusaría el gas natural de Camisea que llega a esa zona.

La central térmica tendría una potencia instalada comprendida entre los 550 a 620megavatios (Mw).

Igualmente, Holek es una de las cinco empresas que precalificaron para participar en elconcurso público de la concesión para construir y operar la línea de transmisión eléctricaChilca – Zapallal.

La construcción de dicha línea demandará una inversión de 175 millones de dólares yserá operada por la empresa privada que gane la concesión por 30 años.

En Chilca operan las centrales de generación termoeléctrica Chilca I de Enersur y Kallpade Kallpa Generación, subsidiaria de Inkia Energy; y Egechilca construye una centraltérmica de 538 megavatios (Mw).

Tarifas eléctricas se reducirán en 3% a partir de mayo de aprobarse propuesta deOsinergminLima, mar. 13 (ANDINA).- Las tarifas de energía eléctrica para el consumidor finalbajarán en tres por ciento a partir de mayo de aprobarse la propuesta elaborada por elOrganismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), anunció hoy sugerente de Generación y Transmisión, Daniel Cámac.Sostuvo que el organismo regulador publicó la semana pasada el proyecto de resolución

de las nuevas tarifas eléctricas para el período mayo 2008 - abril 2009.Explicó que la propuesta de reducir en tres por ciento las tarifas eléctricas se basa en queen el último año aumentó sustancialmente el uso del gas natural de Camisea, lo quegeneró una caída en los pagos que realizan los consumidores de electricidad porconcepto de la Garantía de Red Principal (GRP).

Cabe señalar que la GRP es el importe que pagan todos los usuarios, en sus recibos deluz eléctrica, como subsidio al transporte del gas natural desde los yacimientos de





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Cabe señalar que la demanda de electricidad aumentó entre ocho y nueve por cientodurante los dos primeros meses del año.

La Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas (MEM)informó que en 2007 la inversión en el subsector Electricidad alcanzó los 591.2 millonesde dólares, de los cuales 278.6 millones fueron en proyectos de generación, 69.6 millonesen transmisión, 155.3 millones en distribución y 87.7 millones en electrificación rural.

Al respecto, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, indicó que este año,específicamente en abril, debe iniciarse la construcción de las centrales hidroeléctricas deSanta Rita (255 Mw) y Quitaracsa (114 Mw) en Ancash.

“Para este año también esperamos que en Cusco se construya la central hidroeléctrica dePucará (130 Mw) y están por concluirse los estudios de factibilidad de las centrales SanGabán I (120 Mw) y IV (130 Mw) en Puno”, indicó a la agencia Andina.

Asimismo, manifestó que espera que este año se otorgue la buena pro para las obras deconstrucción de la segunda fase de la hidroeléctrica Machu Picchu (71 Mw) en Cusco, ya

que esa central permitirá la ejecución de otros proyectos de generación hidráulica comoson Santa Teresa I (108 Mw).

“Tenemos que fortalecer el desarrollo económico de Perú, robusteciendo la generacióneléctrica y su transmisión”, comentó el ministro.

MEM inauguró proyecto eólico que beneficiará con suministro de energía a 35,000familias en CajamarcaLima, mar. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) inauguró un proyectoeólico en la Región Cajamarca, que permitirá beneficiar con el suministro de energíaeléctrica a más de 35,000 familias de un caserío.Se trata del primer sistema colectivo de aerogeneración a pequeña escala para

electrificación rural, que utiliza energía eólica (viento) para la generación de energía; paraello se utilizan microaerogeneradores de 100 vatios y uno de 500 vatios para dar servicioa la escuela.

El viceministro de Energía, Pedro Gamio, indicó que ello ha sido implementado por elorganismo de cooperación internacional Soluciones Prácticas (ITDG).

Las familias beneficiadas con este proyecto pertenecen al caserío de El Alumbre, distritode Hualgayoc y provincia de Bambamarca, de la Región Cajamarca, a más de 3,800metros sobre el nivel del mar.

“Podrán contar con electricidad durante cuatro o cinco horas al día, pudiendo ademásestar mejor comunicados a través de la radio y televisión, e incluso podrán hacerfuncionar pequeños equipos de sonido”, comentó.

Además, otras 150 mil familias de caseríos próximos también se favorecerán, ya quepodrán recargar sus baterías.

El viceministro afirmó que la generación eólica es una buena solución para quelocalidades aisladas, donde existe dificultad para suministrar energía a través de la redeléctrica, accedan a los beneficios de un servicio de electricidad mediante un tipo deenergía renovable.



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“La tecnología empleada es la más adecuada a nuestra realidad en las zonas andinas,porque los microgeneradores instalados han sido diseñados para trabajar con vientosleves moderados (de tres a siete metros por segundo), que son los que predominan enesta parte de los Andes peruanos”, explicó.

Osinergmin propone opción tarifaria para usuarios provisionales de energía enzonas sin habilitación urbanaLima, mar. 31 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería(Osinergmin) propuso hoy crear una nueva opción tarifaria de suministro provisional deelectricidad, para los usuarios ubicados en zonas sin habilitación urbana, cuya mediciónse efectúa en forma colectiva.Para ello, publicó el proyecto de norma “Opciones tarifarias y condiciones de aplicaciónde las tarifas al usuario final”, el cual, de ser aprobado, se aplicaría a partir de noviembrede 2009.

“Esta propuesta busca facilitar el acceso al servicio eléctrico de aquellas personas queviven en zonas que no tienen redes eléctricas y se les hace contratos colectivos.”

De esta manera, planteó la opción tarifaria BT5B para los casos de usuarios condemandas de hasta 20 kilovatios (Kw) en las horas punta y una potencia de hasta 50 Kwen las horas fuera de punta.

Además, hizo especificaciones a la opción tarifaria BT5C para el servicio de alumbradopúblico.

Propuso que las empresas distribuidoras de energía eléctrica proporcionen una guíapráctica que contenga la información necesaria y suficiente para que los usuariostemporales de energía eléctrica en las zonas sin habilitación urbana puedan elegircorrectamente su opción tarifaria.

Por último, planteó que las empresas distribuidoras incluyan en facturas o recibos porconsumo de energía de las tarifas no sólo el historial de 12 meses del consumo deenergía total, sino también el historial de demanda máxima de cada mes.

500 mil nuevas familias se beneficiarán con energía eléctrica Lima, abr. 01 (ANDINA).- La propuesta del Organismo Supervisor de la Inversión enEnergía y Minería (Osinergmin) de crear una nueva opción tarifaria de suministroprovisional de electricidad para los usuarios ubicados en zonas sin habilitación urbana,cuya medición se efectuará en forma colectiva, beneficiará a aproximadamente 500 milfamilias en todo el país, afirmó el director de la empresa consultora Elemix, Rafael Laca."Sólo en Lima estamos hablando de alrededor de 100 mil personas, unas 15 mil familias,que se beneficiarían con esta alternativa, que se encuentra enmarcada dentro del objetivodel Gobierno de ampliar la cobertura eléctrica a escala nacional”, precisó.El regulador publicó el proyecto de norma Opciones Tarifarias y Condiciones deAplicación de las Tarifas al Usuario Final, el cual, de ser aprobado, se aplicaría a partir denoviembre de 2009.“Es una norma positiva, pues dentro de la Ley de Concesiones Eléctricas se establecieronnormas complementarias relativas a que las zonas en estado de precariedad o sinhabilitación urbana deben contar con este servicio. Esta iniciativa, denominada energíaprovisional, les permitirá a las empresas eléctricas expandir sus redes en estas zonas,previa tarifa fijada”, aseveró Laca.



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Asimismo, el especialista en temas sobre electricidad sostuvo que la propuesta tambiéncontempla tarifas para los denominados usuarios temporales, es decir, aquellos queconsumen energía eléctrica por un determinado período.“Eventos como espectáculos, ferias y similares utilizan energía eléctrica por corto tiempo

y en lugar de transportar ruidosos, costosos y contaminantes grupos electrógenos, cuyautilización también implica un tedioso trámite ante las autoridades correspondientes,podrán consumir energía eléctrica de manera directa pagando una tarifa establecida”,dijo.Consumo y desarrollo Para el director de Elemix, la llegada del servicio eléctrico a estas zonas implicanecesariamente un mayor consumo y, por ende, el desarrollo de diversas actividadesproductivas.“En cierta medida, ésta es una oportunidad para que aquellas personas dedicadas a laproducción puedan ser participantes más activas del desarrollo económico nacional, puesla energía eléctrica empuja a un mayor consumo en general y eso es realmente bueno”,manifestó.Cifras

- S/. 700 millones invertirá este año el Gobierno para realizar obras de electrificación ruraly así elevar la cobertura nacional de electrificación a 83%.- 78% es el coeficiente de electricidad registrado en 2007, año en el que se destinaron S/.700 millones.- 90% es la meta de electrificación que el Gobierno espera alcanzar hacia 2011, lo cualrequerirá inversiones anuales deUS$ 170 millones.Inversiones1) Las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica invertirán este añoUS$ 600 millones para atender el aumento de la demanda en Perú.2) En 2007, las inversiones sumaron US$ 500 millones.3) Desde 2003, el incremento de las inversiones en electricidad registraron un crecimientoa un ritmo superior al 20%.

Algunas precisiones De acuerdo con la propuesta tarifaria del Osinergmin, se pretende facilitar el acceso alservicio eléctrico de aquellas personas que viven en zonas que no tienen redes eléctricasy se les hace contratos colectivos.Así, el regulador planteó la opción tarifaria BT5B para los casos de usuarios condemandas de hasta 20 kilovatios (Kw) en las horas punta y una potencia de hasta 50 Kwen las horas fuera de punta. Además, hizo especificaciones a la opción tarifaria BT5Cpara el servicio de alumbrado público.Del mismo modo, propuso que las empresas distribuidoras de energía eléctricaproporcionen una guía práctica que contenga la información necesaria y suficiente paraque los usuarios temporales de energía eléctrica en las zonas sin habilitación urbanapuedan elegir correctamente su opción tarifaria.Igualmente, las empresas distribuidoras podrán incluir en las facturas o recibos porconsumo de energía de las tarifas no solo el historial de 12 meses del consumo deenergía total, sino también el historial de demanda máxima de cada mes.

Ejecutivo promulga decreto que facilita acceso de pobres a servicio público deelectricidadLima, abr. 03 (ANDINA).- El Presidente de la República, Alan García Pérez, promulgóesta noche un decreto supremo que facilita el acceso de miles de familias de escasosrecursos económicos al servicio público de electricidad.



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Este dispositivo beneficiará a 150 mil familias, principalmente de asentamientos humanos,que carecen de títulos de propiedad.La Secretaría de Prensa de Palacio de Gobierno informó que la norma modifica dosartículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, estableciendo que los

solicitantes de suministros eléctricos no tendrán la obligación de acreditar la propiedad delpredio o la autorización del propietario cuando se solicite el servicio.Asimismo, establece que cuando un usuario obtiene un suministro de servicio público deelectricidad, tendrá que firmar el contrato con el concesionario.Dicho contrato incluirá el nombre o la razón social del usuario, quien deberá acreditar serpropietario, o la autorización del propietario, o contar con certificado o constancia deposesión del predio en que se instalará el suministro.La norma indica que para la obtención de un suministro de energía eléctrica, el usuariopedirá al concesionario el servicio respectivo y pagará el presupuesto de instalación.Ese presupuesto debe incluir el costo de la acometida del equipo de medición yprotección, así como su respectiva caja.La inversión quedará registrada a favor del predio, y el usuario deberá abonarmensualmente al concesionario un monto que cubra su mantenimiento y que permita su

reposición en un plazo de 30 años.El decreto indica además que cuando la instalación comprenda un equipo de mediciónestático monofásico de medición simple, se considerará únicamente para este equipo unavida útil no menor de 15 años.Asimismo, señala que dentro de un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de lareferida norma, el Ministerio de Energía y Minas, en el nivel que corresponda, emitirá omodificará las normas que sean necesarias para la mejor aplicación del indicado decretoque se publicará mañana en El Peruano.Este decreto lleva la rúbrica del Jefe del Estado, Alan García Pérez; y del ministro deEnergía y Minas, Juan Valdivia.

ProInversión otorgará buena pro para construcción de dos líneas de transmisióneléctrica el 29 de abril

Lima, abr. 09 (ANDINA).- La Agencia de Promoción de la Inversión Privada(ProInversión) otorgará la buena pro para la concesión de las obras de dos líneas detransmisión eléctrica el 29 de abril, informó hoy el director general de Electricidad delMinisterio de Energía y Minas (MEM), Jorge Aguinaga.Precisó que los proyectos son la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse, que tieneun costo de 60 millones de dólares; y la línea Mantaro - Caravelí - Montalvo, que cuesta332 millones.Mencionó que la demanda de electricidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional(SEIN) crecerá a una tasa promedio de 7.4 por ciento anual hasta 2015.Por ello se requiere instalar centrales de generación eléctrica por un total de 4,098megavatios (Mw) entre 2008 y 2015, de los cuales 2,446 Mw corresponderían a centralestérmicas a gas natural y 1,652 Mw a hidroeléctricas.Manifestó que se espera desarrollar esta nueva oferta de generación térmica e hidráulicadebido al clima favorable para la inversión y la estabilidad del marco normativo vigente enPerú.En ese sentido, mencionó que para este año sólo se tiene previsto el inicio deoperaciones de las centrales hidroeléctricas La Joya (diez Mw) y Carhuaquero (seis Mw),y para el próximo año se espera el funcionamiento de centrales más grandes.“Para el próximo año tenemos previsto el ingreso de la central hidroeléctrica El Platanal(220 Mw) y las térmicas Kallpa 2 (170 Mw), la tercera turbina de Chilca 1 de Enersur (170Mw) y posiblemente la planta de Egechilca (198 Mw)”, dijo Aguinaga.Además, se prevé el inicio de operaciones de la central termoeléctrica Oquendo (50 Mw)y la ampliación de la hidroeléctrica Poechos (diez Mw).



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“Para el próximo año, tenemos prevista la ampliación de la capacidad de generación en818 Mw y para el siguiente año (2010) incorporaremos otros 952 Mw”, afirmó durante supresentación en la conferencia “Cambio de matriz energética: resultados, marcoregulatorio, agenda pendiente”, organizada por el estudio Jorge Avendaño Abogados.

Entre las centrales que iniciarían sus operaciones en 2010 figuran la central Santa Rosa(198 Mw), la planta de BPZ Energy (160 Mw), la termoeléctrica de Electroperú (198 Mw) yla segunda etapa de Egechilca (396 Mw).

Suez Energy pide concesión para construir gasoducto entre Ica e Ilo por costa surllo, abr. 10 (ANDINA).- Suez Energy Perú informó hoy que presentó ante la DirecciónGeneral de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) una solicitudpara obtener una concesión por 34 años con el fin de construir y operar un ducto quetransporte gas natural de Camisea entre Humay (Ica) y el puerto de Ilo (Moquegua).El proyecto, denominado Gassur, recorrería 834 kilómetros y la inversión para construir elgasoducto sería de 850 millones de dólares, a lo que se sumaría la inversión engeneración térmica que promovería el gas puesto en el sur, sumando un monto superior a1,050 millones en una primera etapa, aseguró.

Dijo que Gassur logrará satisfacer las crecientes y urgentes necesidades energéticas delsur del país bajo la premisa de que el gas de Camisea y sus ahorros energéticos tambiénbeneficiarán a esta región del país.Asimismo, ante el proyectado creciente déficit de energía en el sur y complementando elreforzamiento de las líneas de transmisión, se requerirá en los próximos cinco años depor lo menos 800 megavatios (Mw) de nueva generación eléctrica eficiente localizada enel sur (tanto hidráulica como térmica) a fin de dar mayor estabilidad y seguridad alsistema.“Con la posible construcción de este gasoducto se descentraliza el uso del gas naturalmás allá del corredor Pisco (Ica) – Lima, creando una nueva fuente de desarrollo,mejorando la competitividad y creando puestos de trabajo para el sur de Perú”, señaló elpresidente de Suez Energy Perú, Manlio Alessi.Consideró que urge descentralizar la generación eléctrica y, con el gas natural

transportado hasta Ilo y transformado en electricidad, también se atendería oportuna yconfiablemente la demanda de importantes proyectos mineros del sur, acompañando laviabilidad de más de 5,000 millones de dólares de nueva inversión en este rubro.El proyecto, de acuerdo a estudios preliminares, consiste en la construcción de unsistema de transporte de alta presión (100 bar) con una capacidad superior a 15 millonesde metros cúbicos por día mediante un sistema de diversos diámetros el cual se inicia con28 pulgadas, luego 26 pulgadas y, finalmente, llega a Ilo con 22 pulgadas.Suez Energy calcula que la demanda inicial bordearía los cinco millones de metroscúbicos por día, incrementándose rápidamente el volumen según el ingreso de nuevosconsumidores a lo largo del ducto.Asimismo, la empresa aseguró que Gassur será de acceso abierto y no requerirá desubsidios para su concreción.Una vez aprobada la solicitud por la DGH y firmado el respectivo contrato de concesión,se estima que su puesta en operación comercial demandaría un total de 42 meses,empleando unos 10,000 trabajadores en su etapa de construcción y aproximadamente2,000 en su etapa de operación (directa e indirectamente en ambos casos), indicó.“Se tiene previsto que Gassur inicie sus operaciones comerciales antes de diciembre del2011, pero si se avanza rápido en la etapa inicial, incluso podría ser en el primer semestredel 2011”, señaló Alessi.Según un estudio de Apoyo que contempla este proyecto, el valor presente de losbeneficios de Gassur para Perú, el sur del país y futuros usuarios de gas natural,ascenderían a unos 5,000 millones de dólares, representando anualmente el 0.2 porciento del Producto Bruto Interno (PBI) en promedio.



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Enersur invertirá US$ 100 millones para instalar turbina en Ilo que genereelectricidad con gas naturalIlo, abr. 10 (ANDINA).- La empresa Energía del Sur (Enersur) invertirá 100 millones de

dólares para instalar una turbina de generación eléctrica en la ciudad de Ilo, en la regiónMoquegua, y que opere con gas natural, informó hoy su gerente general, PatrickEeckelers.Indicó que la turbina funcionará con el gas natural que transporte el gasoducto que planeaconstruir Suez Energy Perú y a fin de año podría iniciarse la ejecución del proyecto.“Tenemos previsto ejecutar el proyecto en paralelo con la construcción del gasoducto y siqueremos empezar a abastecer con electricidad en base a gas natural a partir del 2011tenemos que empezar a trabajar con dos años de anticipación”, dijo.Adelantó que la turbina de generación eléctrica en base a gas natural tendría unacapacidad de 200 megavatios (Mw) y estará ubicada al lado de la central térmica Ilo 21,también de Enersur, que opera con carbón.“Pero así como nosotros, también otra empresa generadora de electricidad podráinstalarse en el sur peruano cuando llegue el gas natural y entonces habrá competencia y

eso tendrá un impacto en la reducción de las tarifas”, indicó.Señaló que el sur peruano se presenta como zona potencial para la instalación decentrales de generación eléctrica y este tipo de empresas suele descentralizar sus activosen búsqueda de nuevas oportunidades de negocio.Manifestó que la empresa aún no ha definido el volumen de gas natural que consuma laturbina en Ilo pero sería similar al nivel que se consume en la central que tiene la empresaen Chilca, al sur de Lima.Eeckelers adelantó que debido a las posibilidades de aumento en la demanda deelectricidad en el sur peruano, Enersur podría instalar una segunda turbina a gas naturalpara así elevar la capacidad de generación a 400 Mw.Además, indicó que la empresa está evaluando la posibilidad de desarrollar otrosproyectos de generación eléctrica en Ilo y que podría ser una central hidroeléctrica, perono se tiene previsto concretarla en el corto plazo.

Tarifas eléctricas bajarán en 2.5% en promedio a partir de mayo, según normaaprobada por OsinergminLima, abr. 15 (ANDINA).- A partir del primero de mayo las tarifas de energía eléctricapara el consumidor final bajarán en 2.5 por ciento en promedio a nivel nacional, segúnuna norma aprobada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería(Osinergmin).El regulador aprobó el nuevo esquema para las tarifas de generación en barra que regiránpara el período mayo 2008-abril 2009.El gerente de Generación y Transmisión del Osinergmin, Daniel Cámac, indicó que unamayor reducción se registrará en Lima, pues las tarifas bajarán en 2.5 por ciento debido aque en esta zona está concentrada la mayor oferta de generación eléctrica.Mientras que en la zona norte del país las tarifas bajarán entre 1.4 y 1.7 por ciento,proporción menor debido a la falta de transmisión eléctrica que se registra en esa zona.En tanto que en la zona sur de Perú, la reducción de las tarifas oscilará entre 1.2 y 1.6 porciento en promedio.Cámac explicó que cuando Osinergmin publicó el proyecto de resolución de fijación detarifas en marzo se había calculado que la reducción sería de tres por ciento; sinembargo, se han tenido que actualizar algunos valores en abril, como el tipo de cambio yel precio del petróleo.Sin embargo, las tarifas eléctricas siguen bajando no obstante el gran crecimiento que haexperimentado la demanda eléctrica en el país, declaró a la agencia Andina.



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Indicó que las empresas de generación eléctrica plantearon un incremento de seis porciento para las tarifas, pero de acuerdo con el análisis de diferentes aspectos que realizael Osinergmin, determinó que no hay razones para que se apruebe un aumento.Mencionó que esta reducción se sustenta en que el consumo de gas natural por parte de

las centrales térmicas se ha incrementado, y ello a su vez ha generado que haya undescenso en los pagos que realizan los consumidores de electricidad por concepto de laGarantía de Red Principal (GRP).La GRP es el importe que pagan todos los usuarios, en sus recibos de luz eléctrica, comosubsidio al transporte del gas natural desde los yacimientos de Camisea (en el Cusco)hasta Lurín (al sur de la ciudad de Lima), por el ducto de Transportadora de Gas del Perú(TGP).Por último, precisó que el pago de GRP se ha reducido en 42 por ciento para este añogracias a que cada vez la tasa de utilización del gas natural es mayor y, por ende, se usamás el gasoducto.

Jefe del Estado anuncia integración eléctrica y gasífera hacia el norte y sur del país

Lima, abr. 17 (ANDINA).- La construcción de dos líneas de transmisión de energíaeléctrica y dos gasoductos desde el centro hasta el norte y sur del país, a fin de impulsarel desarrollo económico y la generación de empleo, anunció hoy el Jefe del Estado, AlanGarcía Pérez.Adelantó, además, que el 29 de abril se prevé entregar en concesión la construcción, porprimera vez, de una línea de transmisión eléctrica de 700 kilómetros y 500 mil voltiosdesde el centro del país hasta Moquegua, para abastecer de energía eléctrica al surperuano.Fue durante la ceremonia de inauguración de la línea de transmisión eléctrica Zapallal-Paramonga-Chimbote, que duplicará la capacidad de transmisión de energía entre elnorte y centro del país.El Mandatario precisó que la obra está acompañada por un ambicioso proyecto que irádesde Carhuamayo (en el centro) hasta Carhuaquero (en Lambayeque) y Cajamarca,

para surtir de energía eléctrica a ese departamento.Por otro lado, en materia gasífera, García Pérez informó que está en proyección ungasoducto desde Pisco (Ica) hasta Ilo (Moquegua), por casi mil kilómetros, para alimentarcon energía eléctrica a toda la región sur (Arequipa, Moquegua y Tacna) y, a su vez,cambiar el carbón por electricidad en las minas de esa parte del país.Asimismo, dijo que se construirá otro gasoducto que partirá desde Camisea (Cusco),continuará por Puno y llegará hasta el puerto de Ilo.Precisó que dos empresas ya han mostrado interés para participar en la construcción deestas obras que van a transformar la capacidad energética del sur peruano.El Presidente destacó el buen momento de las inversiones en el sector energía, lo que seaprecia en las inauguraciones de cinco centrales térmicas durante su gobierno y una máspróximamente.Señaló que la generación de energía es un buen acompañante del desarrollo del país,porque significa mayor demanda de las empresas y mayor consumo, que se refleja enmás puestos de trabajo."Con estas y otras inversiones, el Gobierno cumplirá su objetivo de lograr que nuestropaís sea el primero en atracción de inversiones", recalcó.La línea de transmisión eléctrica Zapallal-Paramonga-Chimbote demandó una inversiónaproximada de 34 millones de dólares y comprendió la construcción de una línea detransmisión de 220 mil voltios con una línea paralela de 378 kilómetros de longitud.La ceremonia, realizada en la subestación eléctrica de Zapallal, distrito de Carabayllo,contó con la presencia del ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia Romero; y de los



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directivos de la empresa Red de Energía del Perú, encabezados por el gerente general,Carlos Ariel Naranjo.El proyecto de ampliación forma parte del Plan de Expansión del Sistema de Transmisiónque la Red de Energía del Perú propuso al Ministerio de Energía y Minas en 2004.

Dicho plan identificó una serie de proyectos que debían realizarse entre 2005 y 2014,para atender el crecimiento de la demanda eléctrica en el país.

Perú Energía Renovable desarrollará estudios de Central Eólica de Talara de 300MwLima, abr. 19 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a la empresa Perú Energía Renovable para desarrollar los estudiosrelacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central EólicaTalara y que tendrá una capacidad instalada estimada de 300 Megavatios (Mw).El proyecto se desarrollará en los distritos de Pariñas y La Brea, en la provincia de Talaraen el departamento de Piura.La concesión temporal será por un plazo de dos años contados a partir de hoy en que se

publicó la resolución del MEM que otorga la concesión.El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas yde seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural dela Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en el Ley deConcesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas pertinentes.Si vencido el plazo de la concesión, el concesionario no cumpliera con las obligacionescontraídas en su solicitud, respecto de la ejecución de los estudios y cumplimiento delCronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará lagarantía otorgada.Asimismo, el MEM otorgó otra concesión temporal de dos años a Perú EnergíaRenovable para que realice los estudios de la futura Central Eólica Ilo 1 que tendrá unacapacidad instalada de 200 Mw.El proyecto se ubicará en los distritos de Ilo, El Algarrobal e Ite, en las provincias de Ilo y

Jorge Basadre, en el departamento de Moquegua y Tacna.La misma empresa desarrollará otros estudios para la construcción de la futura CentralEólica Ascope y que tendrá una capacidad instalada de 100 Mw.El proyecto se ubicará en el distrito de Rázuri, provincia de Ascope, en el departamentode La Libertad.

Swiss Hydro elaborará estudios de factibilidad de central hidroeléctrica San GabánIV de 204 MwLima, abr. 26 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a favor de la empresa Swiss Hydro para desarrollar los estudios anivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en lafutura Central Hidroeléctrica San Gabán IV que tendrá una potencia instalada estimada de204 Megavatios (Mw).Según una resolución del MEM publicado hoy, el proyecto hidroeléctrico se desarrollaráen los distritos de Ollachea, Macusani y Corani, provincia de Carabaya, departamento dePuno.Los estudios podrán realizarse por un plazo de 10 meses contados a partir de la vigenciaa partir de mañana.El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas yde seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural dela Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley deConcesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas legales pertinentes.



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Si vencido el plazo mencionado el concesionario no cumpliera con las obligacionescontraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y a cumplimiento delCronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará lagarantía otorgada.

Esto de conformidad con el artículo 36° del Reglamento de la Ley de ConcesionesEléctricas.Swiss Hydro presentó el pasado 29 de febrero del 2008 su solicitud de concesióntemporal al MEM para realizar estudios relacionados con la actividad de generación deenergía eléctrica de la futura Central Hidroeléctrica San Gabán IV de 204 Mw.La Dirección General de Electricidad se encargó de verificar y evaluar que la empresa quehacía la solicitud cumpla con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas y ha emitido un informe favorable.

Reducción en tarifas eléctricas será de hasta 7% a partir de mayo, precisaOsinergminLima, abr. 28 (ANDINA).- Las tarifas eléctricas para los usuarios residenciales se

reducirán entre cinco y siete por ciento a partir de mayo, como resultado de un nuevocálculo en que se ha considerado el impacto de la caída del dólar en el precio de laenergía que contratan las distribuidoras mediante licitaciones, informó hoy el OrganismoSupervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).“Esta reducción se dará a nivel nacional, tanto para Lima y para el resto de regiones delpaís”, precisó el gerente de la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta deRegulación Tarifaria del Osinergmin, Luis Espinoza.Recordó que el 15 de abril último Osinergmin publicó una resolución fijando una reducciónde 2.5 por ciento para las tarifas eléctricas entre del primero de mayo de 2008 y el 30 deabril de 2009.Pero esta reducción sólo había considerado el componente de la tarifa en barra y nohabía incorporado el precio promedio de la energía que contratan las empresasdistribuidoras a través de las licitaciones, pues la ponderación de ambos factores

determina el precio que se traslada a los usuarios finales.“El precio de la energía que contratan las distribuidoras a las generadoras mediantelicitaciones se realiza en dólares y, al momento de hacer la conversión a soles, se hareducido por efectos de la caída del tipo de cambio”, precisó a la agencia Andina.Indicó que un usuario cuyo consumo actual es de 30 kilovatios hora (Kvh) y paga enpromedio 15 nuevos soles, experimentará una reducción de cinco por ciento en sufacturación mensual.Mientras que un usuario que tiene un consumo de 150 Kvh y paga 60 soles mensualesregistrará una reducción de siete por ciento en su recibo de luz.Detalló que actualmente en el mercado eléctrico un 60 por ciento de la energía que sedistribuye a los usuarios ha sido contratada mediante licitaciones, donde el precio esfijado por el mercado; mientras que el 40 por ciento restante de la energía es adquiridopor el Sistema Interconectado Nacional, a tarifa en barra.“Esos contratos entre generadoras y distribuidoras tienen un horizonte de cinco años yeste factor ha redefinido el precio de generación eléctrica para este nuevo esquematarifario que se inicia en mayo.”Espinoza explicó que otro factor importante en la mayor reducción de la tarifa eléctrica esel Fondo de Compensación de Energía (Fose), que ha registrado un saldo importantepara devolver a los consumidores en este año, contribuyendo con uno por ciento en estareducción.“Esta liquidación no la habíamos realizado al momento en que publicamos la resoluciónde la tarifa eléctrica, porque generalmente la hacemos a fines de abril, y entoncesidentificamos que hay un saldo a favor de los consumidores.”



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Asimismo, reiteró que esta reducción de las tarifas eléctricas se sustenta también en queel consumo de gas natural por parte de las centrales térmicas se ha incrementado, y elloa su vez ha generado que haya un descenso en los pagos que efectúan los consumidoresde electricidad por concepto de la Garantía de Red Principal (GRP).

La GRP es el importe que pagan todos los usuarios, en sus recibos de luz eléctrica, comosubsidio al transporte del gas natural desde los yacimientos de Camisea (en el Cusco)hasta Lurín (al sur de la ciudad de Lima), por el ducto de Transportadora de Gas del Perú(TGP).“El pago de la GRP se ha reducido en 42 por ciento para este año gracias a que cada vezla tasa de utilización del gas natural es mayor y, por ende, se usa más el gasoducto”,concluyó.

Consorcio español Isonor Transmisión se adjudicó concesión de dos líneas detransmisión eléctrica (ampliación) Lima, abr. 29 (ANDINA).- El consorcio Isonor Transmisión, integrado por Elecnor y GrupoIsolux Corsan de España, se adjudicó hoy la buena pro para la concesión de laconstrucción y operación de las líneas de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí –

Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, proceso realizado por la Agencia de Promoción dela Inversión Privada (ProInversión).La propuesta técnica y económica del consorcio ganador recibió una calificación de110.60 puntos, lo cual superó a la propuesta de Interconexión Eléctrica (ISA) de Colombia(109.49 puntos), Terna Participacoes de Brasil (74.47 puntos) y de Abengoa Perú (90.60puntos).Desistieron de presentar ofertas el Consorcio Transmisión del Sur (Transur), integrado porGraña y Montero de Perú y Alupar Investimento de Brasil, y el consorcio formado por RedEléctrica Internacional, Cobra Perú y el Fondo de Inversión en Infraestructura, ServiciosPúblicos y Recursos Naturales, administrado por AC Capitales Safi.El consorcio Isonor Transmisión ofreció una inversión de 145 millones 574,703 dólarespara la línea Mantaro – Caravelí - Montalvo, además de un componente nacional deinversión de 0.45, un costo de operación y mantenimiento anual de seis millones 52,267

dólares y un componente nacional de 0.79.Mientras que para la línea Machu Picchu – Cotaruse ofreció invertir 35 millones 436,902dólares con un componente nacional de inversión de 0.45, además de un costo deoperación y mantenimiento anual de 964,263 dólares con un componente nacional de0.83.Isonor Transmisión se encargará del diseño, financiación, construcción, operación ymantenimiento de ambas líneas y, según ProInversión, se espera que entren enoperación antes que acabe el 2010.La línea de transmisión Mantaro – Caravelí – Montalvo tendrá una extensión de 760kilómetros y una potencia de 500 kilovatios (Kv); y permitirá reforzar el enlace entre lossistemas eléctricos del centro y sur de Perú, lo que garantizará el suministro confiable deelectricidad para la demanda de la región sur en el mediano y largo plazo.ProInversión señaló que el crecimiento de la demanda de energía en el sistema surresponderá al desarrollo de grandes proyectos mineros como la ampliación de laSociedad Minera Cerro Verde en Arequipa, Quellaveco de Anglo American en Moquegua,Tía María de Southern en Arequipa, Los Chancas de Southern y Las Bambas de Xstrata,ambas en Apurímac.Agregó que esos proyectos harán que la demanda de energía eléctrica crezca a una tasamayor al diez por ciento para los próximos siete años y que significarán 600 megavatios(Mw) adicionales al año 2015.Mientras que la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse unirá las subestacioneseléctricas de Machu Picchu (Cusco) y Cotaruse (Apurímac) y tendrá una extensión de 200kilómetros con una potencia de 220 Kv.



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La importancia de este proyecto radica en que permitirá evacuar la energía provenientede la segunda fase de la Central Hidroeléctrica Machu Picchu de 85 Mw y de las centraleshidroeléctricas de Santa Teresa (109 Mw) y Pucará (124 Mw).

Declaran de interés nacional uso de energías renovables en matriz de generaciónde electricidadLima, may. 02 (ANDINA).- El desarrollo de nueva generación eléctrica mediante el usode los Recursos de Energéticos Renovables (RER) fue declarado de interés nacional hoypor el Poder Ejecutivo.La norma señala que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) establecerá cada cincoaños un porcentaje objetivo en que la electricidad generada a partir del RER debeparticipar en el consumo nacional de electricidad.Asimismo, precisa que no se considerará en el referido porcentaje a las centraleshidroeléctricas, y tal porcentaje objetivo será hasta el cinco por ciento en cada uno de losaños del primer quinquenio.La norma, aprobada mediante decreto legislativo en el marco de las facultadeslegislativas otorgadas por el Congreso de la República para la implementación del

Tratado de Libre Comercio (TLC) con Estados Unidos, se llama de Promoción de laInversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables.Tiene por objetivo mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambientemediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad.Precisa que los RER son los recursos energéticos tales como biomasa, eólico, solar,geotérmico y mareomotriz, y tratándose de energía hidráulica cuando la capacidadinstalada no sobrepasa los 20 megavatios (Mw).También señala que el MEM es la autoridad nacional competente encargada de promoverproyectos que utilicen RER y los gobiernos regionales podrán promover el uso de lasRER dentro de sus circunscripciones territoriales en el marco del Plan Nacional deEnergías Renovables.La economía peruana viene experimentando un incremento sostenido, que a su vezgenera una mayor demanda de energía eléctrica, cuyas tasas han sido de 8.3 por ciento

en el 2006 y 10.8 por ciento en el 2007.Se estima que hasta el 2015 la tasa promedio anual de crecimiento será de 7.3 por ciento,por lo que teniendo en cuenta la entrada en vigencia del TLC con Estados Unidos, losrequerimientos de nueva oferta de generación para dicho año se estiman en más de3,600 Mw.“Para ello la opción más limpia y beneficiosa es promover que una parte importante dedicha oferta sea con energías renovables”, resalta el decreto legislativo publicado hoy.

MEM dispondrá de S/. 100 millones para electrificación rural en zonas de concesiónde distribuidoras estatalesLima, may. 02 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería(Osinergmin) transferirá 100 millones de nuevos soles al Ministerio de Energía y Minas(MEM) para que ejecute obras de electrificación rural en forma directa o a través de lasempresas de distribución eléctrica del Estado, dentro de las zonas de su concesión,señala una norma del Poder Ejecutivo publicada hoy.Esta electrificación se hará siempre que las poblaciones hayan solicitado el servicio y nohayan sido atendidas en el plazo de un año, indica el decreto legislativo publicado en elmarco de las facultades legislativas delegadas por el Congreso de la República al PoderEjecutivo para implementar el Tratado de Libre Comercio (TLC) con Estados Unidos.Al respecto, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, indicó que se requieren 500millones de soles para atender las necesidades de electrificación de diversas zonasrurales ubicadas en áreas de concesión de las distribuidoras de propiedad estatal.



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“Una parte de estos recursos serán aportados por el Osinergmin, otra parte aportarán lasmismas distribuidoras y también el MEM destinará recursos para estos proyectos”,precisó a la agencia Andina.Según la norma, el MEM calificará las obras a ejecutarse como Sistemas Eléctricos

Rurales (SER) a fin de aplicarles el régimen de la concesión eléctrica rural y demásdisposiciones de la Ley General de Electrificación Rural.Valdivia dijo que las empresas no han realizado obras de electrificación en estas zonaspor considerar que no son rentables, sin embargo, se requiere impulsar este tipo deproyectos para dotar de servicio eléctrico a estas poblaciones y garantizar que puedanbeneficiarse del TLC.“Si estas poblaciones quieren instalar algún negocio o un centro tecnológico para exportarnecesitan contar con electricidad de todas maneras”, manifestó.Según la norma, los recursos para electrificación rural también podrán orientarse a laremodelación, rehabilitación y mejoramiento de instalaciones existentes para el suministrode energía a centros poblados que hayan sido construidas por terceros sin cumplir con lasnormas técnicas de electrificación rural.Ello previo cumplimiento de las normas del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP)

por parte del solicitante y la evaluación del MEM.Para que proceda el mencionado financiamiento dichas instalaciones deberán estarubicadas en zonas rurales fuera de la concesión de empresas de distribución eléctrica delEstado.

Perú está en mejor posición que Chile y Argentina en materia energéticaLima, may. 03 (ANDINA).- El Perú está en mejor posición que Chile y Argentina enmateria energética, pues tiene asegurada la cobertura de energía eléctrica por lo menoshasta el 2010, señaló hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia.Aseveró que esta cobertura está garantizada gracias a las nuevas construcciones deplantas térmicas que se han autorizado en el país dado el dinamismo de la demandaenergética.El titular de Energía y Minas resaltó que esta cobertura energética se mantendrá pese a

que la demanda de energía podría crecer ocho por ciento anualmente hasta el 2011, esdecir, unos 400 megavatios al año.Así, destacó el dinamismo de la demanda de electricidad en nuestro país que en algunosmeses ha crecido hasta en 12 por ciento.En ese contexto informó que hay tres plantas térmicas en proceso de construcción yampliación, en Pucallpa y Chilca, mientras que la planta de Santa Rosa va a ampliar sucapacidad de generación. Estos proyectos estarán listos en el 2010, agregó endeclaraciones a RPP. Recordó que se está ampliando la planta eléctrica de MacchuPichu, la que se visitará el próximo mes.Asimismo refirió que se está buscando enfrentar el problema de transmisión de energíaeléctrica en el sur, esperándose que se solucione en los próximos 30 meses.Valdivia sostuvo que hay energía, pero existen problemas de transmisión en el sur delpaís. No obstante ya se firmó el contrato respectivo para que en los próximos mesespueda trasladarse una mayor cantidad de volúmenes de energía desde el norte y elcentro del país hacia la zona sur.Explicó que la congestión que existe en las horas puntas en el sur, genera un alza en elcosto de la energía en dichas horas.Valdivia resaltó además que hay proyectos importantes que se están promoviendo en lazona oriental de nuestro país, con posibilidades de producción desde 1,200, 1,500 y hasta7,000 megavatios. No obstante, reconoció que la puesta en marcha de estos proyectosrequiere de una importante inversión. “Sin embargo si se concretan no sólo lograríamosautoabastecernos, sino que podríamos exportar energía a los países vecinos”, dijo.



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El ministro añadió que adicionalmente ayer se publicó un decreto legislativo parapromover la energía renovable en nuestro país, estableciéndose que en cinco años nomenos del cinco por ciento de la energía provenga de recursos renovables.Finalmente Valdivia anotó que los nuevos proyectos mineros en construcción obligan a

tomar acciones orientadas a aumentar la oferta eléctrica en el país con la finalidad deevitar problemas de desabastecimiento en el futuro, pues este tipo de empresas requierenmucha energía para operar.

Ministro Juan Valdivia: Particulares podrán comprar carros convertidos a gas porSistema de Carga Inteligente: CAMBIO DE MATRIZ ENERGÉTICA HIZO BAJARTARIFAS ELÉCTRICAS Y PRECIO DEL GAS NATURALSan Borja, 06 de mayo de 2008, (Ministerio de Energía y Minas)El gobierno está trabajando fuertemente por cambiar la matriz energética y ya lo estamoslogrando en el sector eléctrico, donde se están cambiando las viejas turbinas por turbinasnuevas que utilizan gas y esto ha permitido inclusive la reducción de la tarifa a partir demayo; y también ha bajado en cinco centavos el precio del gas natural vehicular por m3.Así lo afirmó hoy el Ministro de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, quien

también anunció que todo está listo para aplicar el bono del chatarreo. Éste permitirá a losdueños de vehículos petroleros con 10 o más años de antigüedad, obtener un bono por2,500 dólares, con el que podrán pagar la inicial de un vehículo nuevo gasolineroconvertido a gas. El resto podrán cancelarlo por el Sistema de Carga Inteligente, es decir,cada vez que llenen de gas su vehículo.Respecto del gas natural vehicular, el Ministro dijo que si bien su precio es libre y losgrifos fijan su participación, ya hay establecimientos que han bajado más o menos encinco centavos, el precio por m3. Es el único combustible que baja en el Perú porque elresto sigue subiendo, pero mantenemos los precios estables gracias al Fondo deEstabilización, que ya nos está costando más de 1,700 millones de soles, señaló.La diferencia entre el precio internacional y el precio nacional de los combustibles,exceptuando al gas natural, es de 22% y el atraso lo está cubriendo el Fondo, expresó,indicando que esta semana se ha hecho un aporte de 60 millones de soles. Si no lo

hiciéramos, la gasolina y el petróleo sobre todo, que es de alto consumo, subirían 2.40soles y eso generaría un problema gravísimo porque los precios de los productos deprimera necesidad en general subirían al aumentar el costo del transporte, aseveró.También subiría el transporte público en el que se moviliza la clase trabajadores y esogeneraría, asimismo, un reclamo generalizado a nivel nacional, manifestó.Sobre el bono del chatarreo, el Ministro Valdivia dijo que el titular de Economía y Finanzasle ha comunicado que, en el transcurso de los próximos días, se efectuará la transferenciadel dinero necesario. Queremos retirar de la circulación los vehículos petroleros de másde 10 años de antigüedad y que son altamente contaminantes, indicó. Para comprar uncarro nuevo gasolinero convertido a gas, utilizando el bono del chatarreo, los propietarios(tanto taxistas como particulares) podrán recurrir al Sistema de Carga Inteligente.Por otro lado, el Ministro sostuvo que no tenía por qué especular sobre lo que dice undiario extranjero. No es cierto, nosotros no estamos trabajando ni para exportar gas aChile ni para venderle energía eléctrica, sino que estamos trabajando ahora parafortalecer el consumo nacional, afirmó. No tenemos, reiteró, ningún proyecto deinterconexión con Chile.Sobre la movilización de un grupo de trabajadores mineros en la sierra central, elarquitecto Juan Valdivia condenó el uso de la violencia. Ayer hemos visto por la televisióncomo arrojaban piedras de gran tamaño, que han podido matar a las personas quetransitan por la carretera central, expresó.En torno a las demandas para eliminar los topes que existen a la distribución de lasutilidades que genera una empresa minera, el Ministro dijo que compartía ese pedido.



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Creciente demanda de energía eléctrica en el sur justifica construir dosgasoductos, afirma Suez EnergyLima, may. 06 (ANDINA).- La creciente demanda de energía eléctrica en el sur del país justifica la construcción de dos gasoductos hacia esa región, afirmó hoy la empresa Suez

Energy que trabaja el proyecto denominado Gasoducto al Sur del Perú (Gassur) queconsiste en la construcción de un ducto que transporte el gas natural de Camisea entreHumay (Ica) y el puerto de Ilo (Moquegua) por la costa del país.“Urge satisfacer las crecientes necesidades energéticas en el sur de Perú que necesitatener generación eléctrica con gas natural para el año 2011”, afirmó.Explicó que la demanda de energía eléctrica en la mencionada región creció más de 20por ciento en el último año, y actualmente existe un déficit de energía eléctrica eficienteque la empresa considera es generada en base a agua, carbón o gas natural.Además, si se tiene en cuenta el incremento de la demanda de energía eléctrica de lasempresas distribuidoras del sur, de las industrias y de los nuevos proyectos mineros conmás de 6,000 millones de dólares de inversión, se produciría un déficit de energíaeléctrica en el sur del país, aseguró.“Los importantes anuncios en materia de inversión con el reforzamiento y nuevas líneas

de transmisión no cubrirán el déficit de generación eléctrica. Para el 2011 se requeriránpor lo menos 600 megavatios (Mw) de nueva generación eléctrica eficiente localizada enel sur a fin de dar mayor seguridad y estabilidad al sistema”, apuntó.En ese sentido, aclaró que serán complementarios los proyectos Gassur y el de KunturTransportadora de Gas, denominado Gasoducto Andino del Sur, que planea construir unducto entre Camisea (Cusco) hasta Ilo, atendiendo a 16 provincias del sur del país enCusco, Arequipa, Moquegua y Puno,.Cabe señalar que Kuntur considera que es inviable la construcción de dos gasoductos alsur del país debido a que no existe actualmente ni existirá en el futuro la suficientedemanda de gas natural para asegurar la rentabilidad de dos proyectos paralelos.Suez Energy también dijo que hay reservas de gas natural y capacidad de transporte porel ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) suficientes por lo que el proyecto nocompetirá con el gas que abastece Lima ni ocasionará ningún tipo de colapso para los

clientes de la capital.Indicó que diversas empresas de generación eléctrica prevén comenzar a operar en el2011 por lo cual recalcó que la construcción de Gassur culminará en el primer semestrede ese año, mientras que el proyecto de Kuntur, debido a la ruta que tomará, estaría listoen el 2012.Asimismo, aclaró que el proyecto Gassur no tiene previsto exportar gas natural oelectricidad a Chile pues está dimensionado para el mercado peruano.“El gasoducto por la costa tendrá acceso abierto y no prevé algún tipo de subsidio para suejecución”, puntualizó.Recordó que la inversión en el proyecto Gassur asciende a 850 millones de dólares ygenerará cerca de 10,000 puestos de trabajo durante su etapa de construcción.Además, representaría el 0.2 por ciento del Producto Bruto Interno (PBI) en promedio ylos beneficios económicos para el país serían superiores a 5,000 millones de dólares.

Inversiones por 236 MDD realizará este año el sector eléctrico.Lima, may. 11 (ANDINA).-El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que lasinversiones para este año proyectadas en el sector eléctrico ascienden a 236 millones dedólares que corresponden a empresas de generación, distribución y transmisión.Según el comunicado de prensa de la Dirección General de Electricidad del MEM, sonmontos previstos para llevar adelante diversas obras que permitan la modernización, elincremento de la producción de energía eléctrica y la ampliación de la cobertura paraatender a nuevos sectores de la población.



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Indica que las seis empresas de generaciones públicas tienen inversiones proyectadasdel orden de 82 millones 366 mil dólares.La relación comprende a la empresa de generación de Energía del Centro S.A. (Egecén)con 60 millones 452 mil dólares; Electroperú S.A. con 12 millones 751 mil, y la empresa

de generación eléctrica de Arequipa S.A. (Egasa) con seis millones 281 mil.También a la empresa de generación eléctrica del Sur S.A. con un millón 185 mil,empresa de generación eléctrica de Machupicchu (Egemsa) con 300 mil y empresa degeneración eléctrica San Gabán S.A. con un millón 395 mil dólares.En tanto las empresas de generación privadas, cuentan con planes aprobados pararealizar inversiones por un total de 64 millones 314 mil dólares. Ellas comprenden aTarucani Generating Company con 27 millones 736 mil dólares; Termoselva S.R.L con 16millones 766 mil; Egenor S.A.A con cuatro millones 817 mil; Edegel S.A.A con un millón364 mil; y la empresa de generación eléctrica de Ventanilla S.A. con dos millones 104 mildólares.Además de la empresa de generación Huanza S.A. con 360 mil, empresa eléctrica dePiura S.A. (Eepsa) con tres millones 638 mil, Energía del Sur S.A. (Enersur) con un millón495 mil y Sindicato Energético S.A. con cinco millones 960 mil dólares.

Las empresas de distribución, tanto públicas como privadas, anunciaron importanteinversiones con respecto al mejoramiento del servicio de los usuarios y la ampliación de lacobertura. De esta forma, las empresas de distribución públicas, en su conjunto, proponeninvertir 24 millones 954 mil dólares. En tanto las privadas prevén invertir 47 millones 759mil dólares.

Ministro Juan Valdivia anuncia importante proyecto al recibir a Ministro de Minas yEnergía del Brasil: DOS MIL MILLONES DE DÓLARES SE INVERTIRÁ EN CENTRALHIDROELÉCTRICA INAMBARISan Borja, 19 de mayo de 2008, (Ministerio de Energía y Minas)Con una inversión de dos mil millones de dólares aproximadamente, se construirá laCentral Hidroeléctrica Inambari, la misma que tendría una capacidad instalada de 1,400MW. Es un proyecto que está a cargo de una empresa peruano-brasileña para el cual se

ha solicitado una concesión temporal y cuyos estudios de campo se iniciarán en lospróximos días.Ministro de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, al recibir en su despachola visita del Ministro de Minas y Energía del Brasil, señor Edson Lobao. Éste es uno de lossiete proyectos que han sido considerados en un documento oficial del Estado peruano,expresó. La referida central hidroeléctrica estará localizada entre los límites de losdepartamentos de Puno, Cusco y Madre de Dios, y de las provincias de Carabaya,Quispicanchis y Manú.Nosotros, desde el punto de vista gubernamental, haremos todos los esfuerzos para queese proyecto se lleve adelante, dijo el Ministro Valdivia. Planteó la necesidad de asegurarun buen reasentamiento a las poblaciones que sea necesario reubicar, mejorando suscondiciones de vida, para que vean que estos proyectos no solamente generan grandesnegocios sino que también procuran el desarrollo de las comunidades.Por otro lado, el Ministro Valdivia destacó la importancia del Convenio de Cooperaciónsuscrito entre el Perú y Brasil para ver las posibilidades de interconexión energética.Mediante este convenio se establecerán las acciones necesarias para evaluar lasposibilidades de interconexión energética entre ambos países. El Perú tiene una carterade 15 proyectos con 20 mil MW que pueden ser evaluados.



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En dos años parques eólicos en Perú atenderán el 5% de energía que secomercializa en el país, señala MEMLima, may. 19 (ANDINA).- En dos años los parques eólicos de Perú atenderán en unprincipio el cinco por ciento de la demanda de energía que se comercializa en el país,

señaló hoy el viceministro de Energía, Pedro Gamio.Asimismo, manifestó que los parques eólicos atenderán el Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN), algo nunca visto en Perú.Explicó que estas inversiones en generación eléctrica utilizando el viento (energía eólica)son atractivas porque se está garantizando una tasa interna de retorno (TIR) de 12 porciento, que sumada a un par de puntos porcentuales por los bonos de carbono, selograría alcanzar una TIR de 14 por ciento.“No es fácil encontrar un proyecto en Europa o Estados Unidos con una TIR de 14 porciento”, subrayó.Señaló que en el campo de la energía eólica ya se cuenta con más de 1,200 megavatios(Mw) en proyectos y concesiones temporales en marcha.También informó que tres de estos proyectos ya instalaron torres de medición demonitoreo del recurso eólico, para realizar pruebas técnicas con la finalidad de evaluar la

calidad y potencial del viento.Gamio aseguró que el mapa de generación de energía eólica que viene trabajando susector estará listo en cinco meses.De otro lado, dijo que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene 13 proyectos deconcesión para centrales hidroeléctricas, de los cuales El Platanal (220 Mw) está en obracivil y se espera que con las medidas que se están planteando los demás proyectoscomiencen a materializarse pronto.Estas medidas son los contratos a largo plazo (15 años) que garantizan la rentabilidad yventa futura de electricidad, la recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas(IGV), el decreto legislativo que regula la promoción de las energías renovables, y elproyecto de ley de depreciación acelerada para inversiones en energías renovables.Finalmente, anunció que en los próximos meses habrá por lo menos dos proyectos deenergía hidráulica de 200 Mw en promedio que van a pasar a obra civil.

Casi dos millones de peruanos tendrán energía eléctrica en 2011, anunciapresidente GarcíaSan Martín, may. 22 (ANDINA).- El presidente de la República, Alan García Pérez,anunció hoy que cerca de dos millones de peruanos tendrán energía eléctrica en 2011gracias al Proyecto Nacional de Electrificación Rural, lo cual significará un cambio en elmodo de vida y en la educación de la población más necesitada.El jefe del Estado llegó al distrito de Pólvora, en la provincia de Tocache (San Martín),para inaugurar el sistema de electrificación que beneficiará a 17 centros poblados de estaparte del país.Algunas de las localidades beneficiadas con el nuevo sistema de electrificación sonShunte, Nueva Meseta, Las Palmas, San Francisco, Indoamérica, Belén, La Victoria,Montecristo, Pampa Hermosa, Metal, Miraflores y Buenos Aires.Indicó que con la inauguración de la obra ya son “1,437 centros (poblados) electrificadosen estos 20 meses (de gobierno) en todo el Perú”.“No es pues una obra pequeña en algunos centros poblados si no 1,437 centros queestán ya electrificados gracias al Proyecto Nacional de Electrificación Rural, que hainvertido muchos cientos de millones de soles para llevar la electricidad a los pueblos quehasta hoy no la tenían”, sostuvo.“Nuestro objetivo es superar los seis mil centros poblados en estos cinco años degobierno, incorporando a casi dos millones de peruanos a la luz eléctrica, esto esfundamental porque la luz eléctrica significa un cambio en el modo de vida, un cambio enla educación”, manifestó.



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Indicó que se cuenta con 60 millones de nuevos soles para ejecutar más obras deelectrificación en el departamento de San Martín, ubicado en el nororiente peruano.Agregó que “esta tecnología no es posible si no se cuenta con electricidad y tampoco laproducción de estos centros poblados en una geografía rica puede tener destino si no hay

electricidad que nos permita, mediante pequeñas plantas procesadoras, llevar nuestrosproductos con valor agregado hacia los grandes mercados de Lima y del resto del país”.

96 mil pobladores de San Martín contarán con servicio eléctrico, informa ministroValdiviaPólvora, Tocache, may. 22 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Juan ValdiviaRomero, anunció hoy que 96 mil nuevos usuarios del departamento de San Martín seincorporarán al servicio de energía eléctrica y con ello darán un gran salto al desarrollo.El titular del sector hizo el anuncio en el distrito de Pólvora, en la provincia de Tocache,durante la inauguración de la electrificación rural para 17 pueblos, obras que forman partede un paquete de 60 millones de soles ejecutado durante 2007 y el presente año.Con estas obras se ha alcanzado una cobertura eléctrica de 52.3 por ciento en eldepartamento de San Martín, pero la meta es llegar al 68 por ciento con la conclusión de

los diferentes proyectos en 2009, expresó el ministro Valdivia durante su discurso."Como siempre, usted lo ha dicho, señor Presidente (Alan García), estas obras formanparte del proceso de descentralización del país y muchas de ellas las estamos ejecutandocon la colaboración del presidente del gobierno regional y de los señores alcaldes deldepartamento", manifestó."Lo importante -agregó- es que, de acuerdo a las instrucciones que usted nos haimpartido, es que descentralicemos la inversión pública, y lo estamos haciendo enelectrificación rural para que todos participen y sientan que esta es obra de todos losperuanos.""Elevar el nivel de vida de la población, sobre todo de los más pobres, es su principalpreocupación y los que colaboramos con usted, señor Presidente, estamos trabajandointensamente para cumplir con ese objetivo que se ha trazado en su quinqueniogubernamental", expresó.

Durante su alocución, el Presidente de la República, Alan García Pérez, dijo que hoy secompletaban 1,437 centros poblados electrificados en todo el país en estos 20 meses (degestión), pero gracias al Proyecto Nacional de Electrificación Rural, que ha invertidomuchos cientos de millones de soles, el objetivo es superar los seis mil centros pobladosen estos cinco años de gobierno, que incorporen a casi dos millones de peruanos a la luzeléctrica.Esto es fundamental, porque la luz eléctrica significa un cambio en el modo de vida, en laeducación, indicó, al remarcar que la electricidad es esencial para llevar a los pueblos auna etapa de desarrollo y progreso.Los 17 centros poblados que desde hoy cuentan con servicio eléctrico las 24 horaspertenecen a los distritos de Shunte y Pólvora, de la provincia de Tocache.

Restituyen autorización a ELECTROPERU S.A. para realizar la actividad degeneración eléctrica C.T. TumbesSan Juan de Miraflores, 27 de mayo del 2008 (Electroperú S.A.)Con Resolución Ministerial N° 245-2008-MEM/DM de fecha 24 de mayo de 2008, elMinisterio de Energía y Minas, resuelve revocar la Resolución Ministerial N° 105-2008-MEM/DM, restituyendo la autorización para realizar la actividad de generación de energíaeléctrica en la Central Térmica Zorritos (Tumbes), otorgada a favor de Electricidad delPerú S.A. mediante la Resolución Ministerial N° 010-1998-EM/VME, de fecha 06 de enerode 1998.



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MEM otorga concesión a V de V & Asociados para realizar estudios de centralhidroeléctrica de 103.8 MwLima, may. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a favor de V de V & Asociados para desarrollar estudios a nivel de

factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futuraCentral Hidroeléctrica Mayush que tendrá una potencia instalada estimada en 103.8megavatios (Mw).Los estudios se realizarán en los distritos de Manas, Huancapón, Cajatambo y Copa en laprovincia de Cajatambo en el departamento de Lima y en los distritos de Mangas, Llipa,San Cristóbal de Raján y Carhuapampa en las provincias de Bolognesi y Ocros enAncash.La empresa V de V & Asociados tendrá un plazo de 24 meses, contados a partir de hoy,para realizar los estudios de la futura central.El concesionario estará obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas yde seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural dela nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley deConcesiones Eléctricas, a su reglamento y demás normas legales pertinentes.

Si vencido el plazo mencionado el concesionario no cumpliera con las obligacionescontraídas en su solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y alcumplimiento del cronograma de ejecución del estudio, la Dirección General deElectricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada por la empresa.

MEM otorga a Peruana de Energía concesión para línea de transmisión de 138kilovatios en Junín. Lima, jun. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a Peruanade Energía la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energíaeléctrica en una línea de 138 kilovatios (Kw), en el departamento de Junín.Esta línea de transmisión, denominada La Virgen-Caripa, está ubicada en los distritos deSan Ramón, Palca, Acobamba, Tarma y La Unión, provincias de Chanchamayo y Tarma.

La Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del MEM aprobó elEstudio de Impacto Ambiental (EIA) de dicha línea el 4 de mayo de 2006 y el 21 dediciembre de 2007.La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM deberá suscribir a nombre delEstado el contrato de concesión con Peruana de Energía.La empresa se encuentra vinculada a Minera Andina de Exploraciones por la participaciónde tres accionistas mayoritarios que son Monte Azul Investments, Edgemont Corp. y SaintPaul Holding Global Corp., los que en conjunto poseen al 51.84 por ciento de las accionesclase A de Peruana de Energía.Actualmente, tiene a su cargo la operación de la central hidroeléctrica Yanango y Chimayen Junín y en ese mismo departamento posee la concesión definitiva de la centralhidroeléctrica La Virgen, que aún no inicia operaciones.

Opinan que puede ser un buen negocio vender electricidad producida con el gasLima, jun. 06 (ANDINA).- El ex ministro Pedro Pablo Kuczysnki se pronunció hoy a favorde venderles a los países vecinos la electricidad que produzca el Perú con su gas natural,y dijo que “no está bien la idea de Lourdes (Flores) de no dar nada a Chile”.Fue al ser consultado por las expresiones de la ex candidata presidencial, quien demandóal Gobierno no venderle gas al país del sur al considerar que las reservas de ese recursonatural deben destinarse al consumo y la producción nacionales.Kuczynski consideró que vender energía eléctrica generada por el gas a Chile podría serun buen negocio para el Perú.



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"Pienso que la fórmula que propone el presidente (Alan García Pérez) es la correcta, laidea de exportar electricidad al norte de Chile, donde escasea, es una buena fórmula,depende de cuánto le paguen a uno y quién hace la inversión.""Creo que no está bien la idea de Lourdes de no dar nada a Chile, sólo porque es Chile",

indicó en RPP Noticias.Kuczynski consideró, sin embargo, que vender la electricidad producida con el gas a lospaíses vecinos podría ejecutarse en el largo plazo, pues existe un contrato con Méxicopara vender a ese país el gas de exportación.Agregó que ese es un compromiso quedebe honrarse.

Reservorio de Bamputañe será una realidad: Ampliarán la frontera agrícola con laconstrucción de represaDiario El Comercio, 08 de junio del 2008Un convenio de entendimiento firmado por la Sociedad Minera Cerro Verde y la Empresade Generación Eléctrica de Arequipa (EGASA) permitirá construir la represa deBamputañe, que contará con una capacidad de 40 millones de metros cúbicos dealmacenamiento y que demandará una inversión aproximada de S/. 42 millones.

Esta obra ampliará la frontera agrícola de la provincia de Arequipa, lo que permitirácultivar entre 500 y 1500 hectáreas más de diversos productos, según el tipo de riego quese utilice para cada uno. Además, posibilitará disponer de una mayor cantidad de aguapara consumo humano y garantizará el suministro que requiere la minería para susoperaciones. Por último, el agua de esta represa se empleará también para la generacióneléctrica.

Fonafe aprobó 197 proyectos para este año de 16 empresas eléctricas estatalesEmpresas del Estado invierten S/. 111 millones en 90 proyectos de electricidadLima, jun. 09 (ANDINA).- Las 16 empresas eléctricas del Estado (cinco generadoras y 11distribuidoras) han invertido cerca de 111 millones de nuevos soles en 90 proyectos deelectrificación hasta abril del 2008, informó hoy el Fondo Nacional de Financiamiento de laActividad Empresarial del Estado (Fonafe).

Estos proyectos forman parte de los 197 proyectos que aprobó el Fonafe para que lasempresas inviertan en el presente año, lo que significará un cambio en la calidad de viday educación de la población de menores recursos.Las empresas de generación (Egasa, Egemsa, Egesur, Electroperú y San Gabán) haninvertido cerca de 19 millones de soles, en los cuatro primeros meses del año, en 14iniciativas de centrales de generación térmica e hidráulica para producir mayor energía amenor costo.Destacó que continuando con las políticas del Estado sobre la mayor utilización del gasnatural, las empresas eléctricas estatales apuestan por el uso de este recurso.Tal es el caso de Egesur que ha iniciado el proceso de conversión a gas natural de losgrupos de la central térmica de Calana invirtiendo hasta abril cerca de diez millones desoles.“El propósito de esta central es el aprovechamiento del gas natural de Camisea, medianteel traslado de los cuatro grupos de la central térmica de Calana a Pisco (Ica) que es unazona próxima al sistema de transporte del gas con la idea de generar mayor energía conmenores precios”, precisó esta empresa.Entre los proyectos de mayor envergadura de generación eléctrica, destaca laimplementación de la nueva hidroeléctrica La Guitarra y la central térmica a gas natural,ambos en etapa de estudios de pre inversión, que están programadas por Electroperú conuna inversión presupuestada de 187 millones de soles.“El objetivo principal de Electroperú y de la empresa es asegurar el abastecimiento delrecurso hídrico, mediante la construcción de obras de regulación y la optimización del usode los citados recursos”, precisó el presidente de Electroperú, César Butrón.



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Por otra parte, las empresas de distribución eléctrica (Electrocentro, Electronorte,Electronoroeste, Electropuno, Electrosureste, Electrosur, Hidrandina, Adinelsa,ElectroOriente, ElectroUcayali y Seal) han invertido hasta abril 91 millones de soles en 76proyectos.

Para satisfacer la demanda energética de la región Madre de Dios, Electrosureste estáejecutando la línea de transmisión 138 kilovatios (Kw) de San Gabán – Mazuko - PuertoMaldonado que se inaugurará en el segundo semestre de este año.Este proyecto permitirá obtener energía a precios más baratos beneficiando a losconsumidores finales que pagarán la mitad del costo.ElectroOriente, por su parte, beneficiará a más de 7,000 personas de los asentamientoshumanos más pobres de la zona norte y sur de Iquitos (Loreto), con la instalación de dosnuevos grupos térmicos en los cuales invirtió alrededor de 54 millones de soles.“Más de 30 proyectos tiene programada la empresa para este año, de los cuales hemosiniciado diez con una inversión de 26 millones de soles”, aseguró su gerente deOperaciones, Nilo Pereira.ElectroUcayali invierte 760 mil soles en proyectos de electrificación para las juntasvecinales La Marina, Aguaytía y el asentamiento humano Pucallapa, II Etapa, que

beneficiará a más de 8,000 pobladores. Con ello son cinco proyectos que destinaránalrededor de dos millones de soles.Resaltó que entre los proyectos que se iniciarán este año y que contribuirán con darcontinuidad al servicio y suministrar energía a los poblados menos favorecidos, seencuentra la construcción de la línea de transmisión de Electropuno, con 60 Kw depotencia y 21 millones de soles en inversión.Al igual Electrocentro, que ampliará su sistema de transmisión por un monto de 15millones de soles.

Nivel de electrificación en Perú llegará a 92% en 2011, estima presidente García(ampliación)Lima, jun. 10 (ANDINA).- El Presidente de la República, Alan García, estimó hoy que elcoeficiente de electrificación de Perú llegará hasta 92 por ciento en 2011, lo cual

significará mayor desarrollo para los peruanos que ahora no gozan de ese servicio.Asimismo, indicó que mañana iniciará un recorrido por diversos departamentos del país,para cumplir con electrificar a 208 poblados rurales, con lo cual sumarán 1,700 lospueblos electrificados en el actual Gobierno.“Para 2011 esperamos llegar a 6,000 centros poblados y así elevar el coeficiente deelectrificación de todo Perú de 78 a 91 o 92 por ciento.”Señaló que junto con el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, visitará cinco regionespara inaugurar obras de electrificación en 208 nuevos centros poblados ubicados en lasregiones de Huancavelica, Junín, Piura, La Libertad y Cusco, que impulsarán el desarrollosocioeconómico del país.Este un paso sustantivo, por lo que representa para la educación y, al mismo tiempo, parala capacidad de procesamiento de la producción de muchas zonas, indicó."Esta semana estaré, a partir de mañana (miércoles) y hasta el sábado, visitando diversosdepartamentos, en las tres áreas geográficas de nuestro país, en el norte, centro y sur,para proceder a la electrificación de 208 centros poblados, con lo cual habremoscompletado 1,700 pueblos electrificados durante esta gestión."La denominada "Semana de la Electricidad" se iniciará este miércoles en las regiones deHuancavelica y Junín, hasta donde llegará el Jefe del Estado para inaugurar obras deenergía eléctrica.



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Anuncia el Viceministro de Energía: MADRE DE DIOS SE INTEGRA EN SETIEMBREAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONALSan Borja, 12 de junio de 2008, (Ministerio de Energía y Minas) La Energía eléctrica llegará desde el mes de septiembre, desde la Central Hidroeléctrica

de San Gabán hasta la ciudad de Puerto Maldonado Madre de Dios, lo que permitiráintegrar a este importante Departamento al Sistema Interconectado Nacional, logrando sesolucionen los problemas de calidad y continuidad del servicio eléctrico, lo que favoreceráen el desarrollo comercial e industrial, siendo la inversión en la línea de transmisión de S/.69 millones de soles.Así lo señaló el ViceMinistro de Energía Dr. Pedro Gamio Aita, durante su exposición enel taller de trabajo desarrollado en la ciudad de Puerto Maldonado el fin de semana, elmismo que contó con la participación del presidente de la Región CPC Santos KawayKomori, del Congresista Juan Perry Cruz, de autoridades nacionales, regionales, locales,colegios profesionales, instituciones públicas y privadas, profesionales independientes,entidades financieras y pobladores de asentamientos rurales.El primer encuentro para el planeamiento estratégico de electrificación y usos productivosde la electricidad se realizó con el objetivo de coordinar con las diferentes instituciones de

Madre de Dios, la elaboración de proyectos y ejecución de obras de Electrificación Rural,que ascienden al monto de 15 millones de soles en los últimos 23 meses, desde agostodel 2006 y a ello se suma la inversión de un millón y medio de soles de la distribuidoraregional, para renovar sus grupos de generación. En un ambiente de diálogo, procurandolograr eficiencia en la utilización de los recursos disponibles y un planeamiento ordenadodel crecimiento de los sistemas eléctricos principales y secundarios, en concordancia conla demanda prevista.Asimismo, se coordinó la realización de actividades y distribución de responsabilidades enla promoción de los usos productivos de la electricidad en las áreas rurales electrificadasy por electrificar, que propicien el desarrollo de las pequeñas y medianas empresasprocurando mejorar la calidad de vida de la población.

MEM otorga concesión temporal para estudios de factibilidad en futura central San

Gabán IV en PunoLima, jun. 13 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a favor de la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán, paradesarrollar estudios a nivel de factibilidad en la futura central hidroeléctrica San Gabán IV.Dicha central tendrá una potencia instalada de 130 megavatios (Mw) y estará ubicada enlos distritos de Ollachea, Macusani y Corani, provincia de Carabaya, departamento dePuno.La concesión temporal será por un plazo de 24 meses, contados a partir de la vigencia dela presente resolución.El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y deseguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural; asícomo el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de ConcesionesEléctricas y su reglamento.Si vencido el plazo otorgado, el concesionario no cumpliera con las obligacionescontraídas en su solicitud respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento delcronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE)ejecutará la garantía otorgada.La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán es una empresa estatal de derechoprivado del sector Energía y Minas, y actualmente opera la central hidroeléctrica SanGabán II.



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Tarifas eléctricas en Perú son menores en 30% con relación a 15 años atrásNueve de cada 10 peruanos tendrán servicio de electricidad en 2011, aseguraviceministro GamioLima, jun. 14 (ANDINA).- El viceministro de Energía, Pedro Gamio, aseguró hoy que

nueva de cada 10 peruanos tendrán servicios de energía eléctrica por la prioridad queestá dando el actual gobierno para que todos los habitantes gocen de la electricidad.“Hoy hay prioridad de gobierno nacional de atender la brecha de peruanos que viven enel siglo XVII que no gozan del privilegio que tenemos quienes vivimos en grandesciudades, de contar con energía eléctrica, de contar con dos servicios básicos luz y agua”,explicó.Precisó que en los últimos 15 años el presupuesto para electrificación rural ha sido 120millones de soles, mientras que el presupuesto desde agosto del 2006 hasta la fecha, en22 meses del actual gobierno, asciende a 1,500 millones de soles.Gamio sostuvo que se está trabajando proyectos de electrificación en los 24departamentos del Perú como Amazonas donde se está invirtiendo 58.5 millones desoles, en Ancash 110 millones, en Apurímac 63 millones, Arequipa cuenta con 31millones, Ayacucho 153 millones, y en Cajamarca, se está invirtiendo 177 millones de

soles.Así también en Cusco se invierten 103 millones de soles, en Huancavelica 39 millones,Huanuco 55.5 millones de soles, Ica 15 millones, Junín 64 millones, La Libertad 102millones, Lambayeque 83 millones, Loreto 41 millones, Lima provincias 96 millones solesy en Madre de Dios 30 millones dólares.Para Piura se están destinando 103 millones de soles, Puno 203 millones, San Martín 61millones, Tumbes 3 millones y Ucayali 18 millones.El viceministro resaltó que con la luz eléctrica se permitirá que el adulto y el niño decualquier centro poblado puedan leer de noche, además de usar instrumentos eléctricos ylas postas de salud tendrán la posibilidad de preservar medicamentos, se tecnificará elsistema de riego, aumentará la producción y productividad, entre otros beneficios.En diálogo con el programa Impulso de Radio Nacional, Gamio manifestó que en el Perúla tarifa eléctrica es 30 por ciento menos de lo que era hace 15 años, debido al uso del

gas natural para las centrales de generación.“Pero también es indispensable aprovechar el potencial de energías renovables que tieneel Perú, como la energía del agua, del viento, y la geotermia”, agregó.En ese sentido, proyectó que en no menos de 24 meses habrán grandes parques eólicos(energía eléctrica en base al viento), donde habrán molinos de vientos que se ven enotros países.“Existen cinco de este tipo de empresas (de energía eólica) han instalado las torres deprueba y alguna de ellas están anunciando antes de fin de año pedir una concesióndefinitiva”, dijo.Explicó que los parques eólicos significan producir electricidad pero sin generar gasescontaminantes, que es lo que ocurre cuando se usa el petróleo.

Además se debe mejorar derechos de agua para empresas hidroeléctricasOsinergmin propone que gobierno defina y licite áreas para construir centraleshidroeléctricasLima, jun. 25 (ANDINA).- El presidente del Organismo Supervisor de la Inversión enEnergía y Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, planteó hoy que el gobierno estudie lasáreas que son aptas para la construcción de centrales hidroeléctricas y luego someta alicitación su concesión a empresas privadas, tal como se realiza en otros países.“El gobierno podría desarrollar un área para hidroeléctricas, realizar los Estudios deImpacto Ambiental (EIA) y tener todo listo para sacar la licitación y darla en concesión,aunque tendríamos que ver si eso se puede hacer en Perú”, indicó.



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Señaló que dicho modelo resulta interesante y podría ayudar a garantizar una oferta degeneración eléctrica para el mediano y largo plazo, por lo que lo planteará al PoderEjecutivo.Agregó que otra cosa que podría hacer el Poder Ejecutivo es mejorar los derechos de

agua para las empresas hidroeléctricas, ya que eso permitirá que no haya incertidumbreentre las empresas sobre el manejo del agua.Sin embargo, manifestó que el Osinergmin también podría adoptar algunas medidas paraincentivar la inversión privada en la construcción de hidroeléctricas, como replantear elcálculo de los costos de inversión que realizan las empresas (precio de potencia) y queluego es incluido en el proceso de fijación de tarifas de generación.Señaló que el regulador buscará ser más realista en la fijación del costo de potencia paralas empresas que decidan construir centrales hidroeléctricas, aunque eso tendría unimpacto al alza de dos por ciento en la tarifa de generación eléctrica.“Eso tampoco sería algo terrible pero sí permitiría que tuviéramos electricidad a futuro”,dijo a Visión Económica de TV Perú.Agregó que todas esas propuestas y otras más serán evaluadas durante una reunión quetendrá con los representantes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) para determinar

algunas medidas que promuevan la generación hidroeléctrica en Perú.Explicó que el constante crecimiento de la economía peruana, que en abril creció 13.25por ciento, está generando que haya una especie de cuello de botella en elabastecimiento de electricidad, y se necesita habilitar nueva infraestructura de generaciónpara atender la demanda.“Esto no quiere decir que haya desabastecimiento de electricidad sino que hay que estaratentos porque cualquier cosa adicional o inesperada puede llevar a que tomemosmedidas de emergencia”, advirtió Dammert.Mencionó que el precio del gas natural para generación eléctrica es bajo en Perú, de 2.40dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica) pero en países como EstadosUnidos ese mismo precio está cerca de diez dólares, lo cual ha retrasado la inversión enhidroeléctricas en el país.“A ese precio se debe sumar el aumento de precios de materiales de construcción como

el acero y otros elementos, por lo que el precio de construir una hidroeléctrica, según mehan informado los expertos, ha aumentado y, si antes costaba 1,500 dólares por kilovatio,ahora está en 2,000 dólares”, detalló.

Osinergmin descarta que se produzca alza de tarifas eléctricas en lo que resta delaño Lima, jun. 25 (ANDINA).- El presidente del Organismo Supervisor de la Inversión enEnergía y Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, descartó hoy que en lo que resta delaño se vaya a producir algún aumento en el precio de las tarifas eléctricas porque noexiste ningún factor que lo determine. Sin embargo, adelantó que en mayo del próximoaño se realizará un nuevo proceso de fijación de tarifas eléctricas el cual considerará elefecto que pueda tener una falta de lluvias.Además, se evaluará la incidencia que tendrán las licitaciones, entre generadoras ydistribuidoras, para el abastecimiento de energía eléctrica.“Hay que tener en cuenta que estamos pasando de un esquema en el cual Osinergminregula la tarifa de generación a un esquema en que la electricidad se vende a través delicitaciones”, dijo a Visión Económica de TV Perú.Recordó que siempre que la demanda de electricidad sea mayor que la oferta es posibleque se presenten tendencias al alza de las tarifas pero eso no ocurrirá, por lo menos, enel presente año.Por otro lado, indicó que la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) culminará elpróximo año las obras para ampliar la capacidad del ducto que transporta el gas naturalde Camisea para abastecer la demanda de las centrales de generación termoeléctrica.



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Agregó que la capacidad del ducto era un factor de preocupación para el reguladorporque ponía en riesgo el abastecimiento al sector eléctrico y por eso el Ministerio deEnergía y Minas (MEM) inició un proceso de negociación con TGP para ampliar elgasoducto.

“Después de una serie de negociaciones, por la complejidad de los contratos, la empresaaceptó ampliar la capacidad del gasoducto, el tema es que estas cosas no se hacen muyrápido y en un año el ducto sí tendrá una mayor capacidad”, agregó Dammert.

Demandará inversión de US$ 90 millones y tendrá capacidad de 64 MwGrupo Enhol de España y Peruana de Energía inician construcción de hidroeléctricaLa VirgenLima, jun. 27 (ANDINA).- El grupo español Enhol y Peruana de Energía anunciaron hoyel inicio de la construcción de la central hidroeléctrica La Virgen, que estará ubicada en laprovincia de Chanchamayo (Junín), con una capacidad instalada total de 64 megavatios(Mw).Este proyecto tiene un presupuesto de construcción total de 90 millones de dólares y elinicio de operaciones está previsto para el año 2010.

La central tomará agua de un río para generar electricidad con la salida del agua sobrantede la cercana central hidroeléctrica Yanango, cuya concesión también está a cargo dePeruana de Energía.El agua para la central La Virgen llegará a través de un canal de 546 metros de largoconectado a un túnel de cinco kilómetros, que transportará a una turbina instalada endicha central.El Grupo Enhol destacó que la nueva hidroeléctrica reducirá la dependencia de loshidrocarburos para la generación eléctrica en el país y, según los responsables de laplanta, se estima que la nueva central reducirá anualmente el CO2 en unas 202,500toneladas.Asimismo, el diseño de la planta, los materiales y la tecnología utilizados buscanminimizar el impacto medioambiental y preservar la biodiversidad local.“La Virgen generará energía para la industria y los hogares de la región central de Perú,

proveyendo de energía a las comunidades locales. Asimismo, la planta contribuye alcrecimiento regional económico al crear puestos de trabajo en la zona”, sostuvo laempresa.El Grupo Enhol tiene como actividad principal participar en el sector de las energíasrenovables mediante la promoción, diseño, construcción y explotación de plantas degeneración de energía eléctrica de origen renovable y de alta eficacia energética.Cabe recordar que el 4 de junio último el Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó aPeruana de Energía la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión deenergía eléctrica en una línea de 138 kilovatios (Kw) para transportar la energía que segenerará en La Virgen.Esta línea de transmisión, denominada La Virgen-Caripa, estará ubicada en los distritosde San Ramón, Palca, Acobamba, Tarma y La Unión, provincias de Chanchamayo yTarma.

También se incluye a proyectos de generación eléctrica con otras energíasrenovables. Poder Ejecutivo otorgará beneficio tributario para inversiones enconstrucción de centrales hidroeléctricasLima, jun. 28 (ANDINA).- Las inversiones en actividades de generación eléctrica a basede recursos hídricos o de otros recursos renovables, como el eólico, el solar, elgeotérmico, la biomasa o la mareomotriz, gozará del beneficio tributario del régimen dedepreciación acelerada para efectos del Impuesto a la Renta, informó hoy el PoderEjecutivo.





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En ambos casos, el Ministro Valdivia transmitió a los pobladores el saludo afectuoso delPresidente de la República, doctor Alan García Pérez, de quien, dijo, había recibidoinstrucciones para que se encargue a los alcaldes la ejecución de las obras deelectrificación, con el fin de impulsar la descentralización del Perú. Nosotros nos sentimos

muy contentos de colaborar con el Jefe de Estado en esta tarea, anotó. Las obrasinauguradas permiten dotar de energía eléctrica a través de la línea existente trifásica 10kV, ubicada en la localidad de Filoque Grande, de propiedad de terceros y conalimentación proveniente de la Subestación Olmos, de Electronorte S.A. - ENSA S.A. Laenergía permanente y confiable con que han sido dotadas estas pequeñas poblaciones yque permite elevar el Coeficiente de Electrificación Departamental de Lambayeque al 87,3por ciento, a las localidades beneficiadas, abre nuevas y mayores posibilidades paraacelerar su desarrollo económico y social de la zona norte del país.Cañariaco y La GranjaEn Chiclayo, el Ministro Valdivia dijo a los periodistas que el Gobierno está invirtiendo 95millones de soles desde julio del 2006 a la fecha, con el propósito de elevar el coeficientede electrificación de este departamento en tres puntos, para llegar al 92% en el 2009.Sobre Cañariaco, indicó que la empresa a cargo de este proyecto se encuentra

preparando actualmente el estudio de impacto ambiental. Una vez que sea presentado alMinisterio de Energía y Minas, será puesto en conocimiento de las autoridades, tantoregionales como municipales y particularmente de las comunidades de la zona, manifestó.Por oro lado, el Ministro Valdivia desmintió tajantemente que se vaya a instalar en laregión Lambayeque una planta de extracción del proyecto minero La Granja deCajamarca. Sostuvo que se trata de un pequeño laboratorio que se utilizará para analizarel potencial de cobre que existe en La Granja. Lo que queremos, dijo, es que el Frente deDefensa que se ha formado permita dialogar, porque es importante saber escuchar,analizar bien el tema para después opinar y tomar la mejor decisión, expresó.El Ministro aseveró que en el país hay organizaciones políticas que no quieren que elPerú se desarrolle y toman como caballito de batalla el tema ambiental. No obstante,señaló, la población debidamente informada, toma siempre la mejor decisión, comoocurrió en el caso del proyecto Michiquillay. Cuanta más inversión haya en el país, se

tendrá más empleo y, por lo tanto, habrá más desarrollo social y económico de lasfamilias, apuntó finalmente.

Sentencian a sujeto por hurtar cables eléctricos a cinco años de prisión efectivaTacna, 30 de junio del 2008, (Electrosur)Atentó contra la Seguridad Pública y deberá pagar una reparación civil de 4 mil nuevossoles. El mismo sujeto fue sentenciado en otro proceso a tres años de prisión efectiva y elpago de 2 mil nuevos soles de reparación civil.Se acabó el hurto de conductores para Hernán Brío Chambilla, inculpado que recibió ayer(lunes) una sentencia de cinco años de pena privativa de la libertad efectiva y el pago deuna reparación civil de 4 mil nuevos soles por atentar contra la Seguridad Pública ysustraer cables eléctricos a la empresa Electrosur S.A.El proceso que empezó en el 2005 permitió que en el Primer Juzgado Penal Liquidador, acargo de la jueza Rocío Orbegozo Fernández, se dicte la sentencia contra Brío Chambillapor los delitos contra la Seguridad Pública y Hurto Agravado en perjuicio de la colectividady la empresa comercializadora de energía eléctrica.OTRA SENTENCIASin embargo, la sentencia en primera instancia emitida ayer en el Poder Judicial no es laprimera que tiene Brío Chambilla. En el proceso con el expediente 1143-2007, el juez delCuarto Juzgado Penal, Juan Carlos Benavidez del Carpio, le impuso una condena de tresaños de prisión efectiva y una reparación civil de 2 mil nuevos soles.Esta sentencia del Cuarto Juzgado Penal ya fue consentida y deja como lección que elcrimen no paga para quienes atentan contra la Seguridad Pública en agravio de miles de



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tacneños y moqueguanos, que ante el hurto de conductores se ven perjudicados en suquehacer diario.Electrosur S.A. invoca a sus clientes y colectividad en general a denunciar el hurto deconductores y a los delincuentes que cometen estas fechorías al teléfono 244477 (Línea

Fonosur). Se guardará absoluta reserva.Este año se ejecutarían tres nuevos proyectos de centrales hidroeléctricasLima, jul. 02 (ANDINA).- Este año se ejecutarían tres nuevos proyectos de centraleshidroeléctricas para dotar de la infraestructura eléctrica adecuada al país, afirmó hoy elviceministro de Energía, Pedro Gamio. “En total, hay 12 proyectos que ya cuentan conestudios definitivos y que están por iniciar obras civiles. Esperamos que este año tres deellos se inicien a fin de dejar al país con una infraestructura cómoda y holgada, muydiferente a la que se encontró en su momento”, precisó en Visión Económica de TV Perú.Sostuvo que para impulsar proyectos de este tipo era necesario establecer incentivos a finde motivar a los inversionistas, como los que fueron aprobados recientemente en elmarco de las facultades legislativas otorgadas por el Congreso de la República al PoderEjecutivo. “Existe un premio para que en las subastas, las hidroeléctricas puedan aparejar

las condiciones con las termoeléctricas, es decir, dar cobertura a proyectos hidroeléctricosque sean competitivos, pero sabiendo que los costos de inversión y los tiempos derecuperación son diferentes. Por ello, las hidroeléctricas necesitaban un premio eincentivo y eso ya se ha contemplado.”Asimismo, detalló que el Gobierno trabaja con los responsables del sector eléctrico unplan de contingencia, pues nadie previó que el país crecería ocho por ciento en 2007 yque este año la demanda del sector aumentaría casi tres veces.Gamio dijo que a ello se suma una serie de congestiones en el servicio de transmisióneléctrica, cuyas soluciones ya están en marcha porque no es posible duplicar lacapacidad de transporte de electricidad del país en algunos meses.“Están en marcha nuevos sistemas de transmisión que duplicarán las líneas detransmisión al norte y al sur, pero eso toma entre 24 y 30 meses; entre tanto,debemos adoptar una serie de medidas.” En cuanto al gas natural de Camisea, comentó

que no se hizo una infraestructura de transporte de este hidrocarburo acorde con elcrecimiento de la demanda como la que se registra actualmente. “Desde hace más de unaño, tomamos las previsiones del caso y ya está en marcha la ampliación de la capacidadde producción de hasta 450 millones de pies cúbicos por día, monto establecido en elcontrato BOOT suscrito con el actual operador del ducto de Camisea. No obstante,estamos previendo lo que pasará cuando se supere esa demanda”, refirió. Cabe señalarque un contrato BOOT consiste (por sus siglas en inglés) en una concesión que implicapara el inversionista: construir, poseer, operar y transferir la obra al Estado al cabo de unplazo.

Empresas eléctricas del Estado invertirán S/. 619 millones en obras deelectrificación hasta fin de año; Lima, jul. 07 (ANDINA ).- Las 16 empresas eléctricasdel Estado, cinco generadoras y 11 distribuidoras, invertirán unos 619 millones de nuevossoles hasta fin de año en 197 obras de electrificación y generación, luego que entre eneroy abril invirtieron cerca de 111 millones, informó hoy el Fondo Nacional de Financiamientode la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe). Estas 16 empresas eléctricas, que seencuentran bajo el ámbito del Fonafe, tienen como propósito para el año 2008incrementar la capacidad de generación y ampliar sus servicios llevando energía a másperuanos y a las localidades más alejadas del país, lo que significará un cambio en lacalidad de vida y educación de la población de menores recursos. En el caso de lasempresas de generación de electricidad (Egasa, Egemsa, Egesur, Electroperú y SanGabán) invertirán unos 355 millones de soles en 22 iniciativas, como en centralestérmicas e hidráulicas para generar mayor energía a bajo costo. Explicó que continuando





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electricidad a los países ubicados en la frontera sur (Chile), norte (Ecuador y Colombia) yeste (Brasil) del país. Recordó que el Poder Ejecutivo ya publicó algunos incentivostributarios para la inversión en centrales hidroeléctricas, en el marco de la delegación defacultades legislativas que le otorgó el Congreso de la República, pero se requieren otras

medidas para desarrollar todo el potencial hidroenergético de Perú.El pasado 28 de junio el Poder Ejecutivo publicó un decreto legislativo que estableció quelas inversiones en actividades de generación eléctrica a base de recursos hídricos o deotros recursos renovables podrán gozar del beneficio tributario del régimen dedepreciación acelerada para efectos del Impuesto a la Renta. Lemor indicó que unobstáculo para el desarrollo de las inversiones en centrales hidroeléctricas es el costoelevado que tiene este tipo de proyectos, en comparación a los bajos costos de lageneración termoeléctrica en base a gas natural. “Tenemos claro este obstáculo para laatracción de inversiones en hidroenergía y habrá que dictar algunas medidas que haganque el costo de generar energía hidroeléctrica no sea mayor a la generación térmica paraque se puedan desarrollar ambos”, explicó.En ese sentido, señaló que se dictarán medidas que permitan que la generaciónhidroeléctrica tenga por lo menos el mismo costo que la generación térmica en base a gas

natural. Asimismo, manifestó que las medidas que evalúen el MEM y ProInversióntendrán que discutirse con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “Pero si hay uncambio ad portas (del ministro de Economía y Finanzas) tendremos que esperar a esecambio para que la nueva conducción sea la que determine por dónde deben ir lasmedidas”, aseveró. Finalmente, subrayó que el agua es una energía renovable adiferencia del gas natural que tiene un determinado tiempo de duración. “El agua es unafuente renovable y además podemos reutilizar el agua que se usa para la generaciónhidroeléctrica en irrigación o abastecimiento de agua potable para ciertos centrospoblados que ahora no la tienen”, concluyó.

Perú requiere US$ 3,065 millones para atender demanda de energía eléctrica al 2015Lima, jul. 13 (ANDINA).- El Perú requiere de una inversión total en generación ytransmisión de unos 3,065 millones de dólares, de los cuales 1,981 millones corresponde

a generación y 1,084 a transmisión, para atender la demanda de energía eléctrica al2015, informó el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia.La demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) durante el período2006 - 2015 crecerá a una tasa promedio del 7.3 por ciento anual, por lo que se requiereinstalar 3,605 Megavatios (MW), de los cuales 2,540 corresponden a centralestermoeléctricas a gas natural y 1,065 a centrales hidroeléctricas. Indicó que el Perú ofrecemuchas oportunidades de inversión en hidrocarburos y para este fin existe un marcopromotor de inversiones (Ley 26221), que define una política de Estado que se hamantenido durante 15 años y que se mantendrá. Manifestó que en el Perú existen 18cuencas sedimentarias con potencial hidrocarburífero en las cuales se puede desarrollaractividades de exploración de hidrocarburos. Además se dan las condiciones que hacenfactible el desarrollo de la industria petroquímica, debido a que contamos con el gasnatural y condensado en volúmenes importantes y a precios competitivos, lo cual darávalor agregado al aprovechamiento de este recurso, así como el desarrollo de la industrialocal. Sostuvo que los biocombustibles vienen a ser una oportunidad de inversión y queya se ha reglamentado su obligatoria comercialización, estableciendo reglas paraintroducir al mercado nacional estos nuevos productos que permiten promover laproducción de materias primas para la fabricación de etanol y biodiesel. Esta es unaposibilidad de inversión que puede ser tomada en cuenta pero sin afectar los bosquesprimarios y la seguridad alimentaria. Valdivia expuso sobre los "Desafíos y oportunidadespara las Nuevas Inversiones en el Sector Energía y Minas" ante la ConferenciaInternacional sobre los Enfoques para Aumentar las Inversiones en Infraestructura enAmérica Latina y el Caribe. Este evento se realizó en Lima y estuvo encabezado por el



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economista Jefe de la Región de Latinoamérica y el Caribe del Banco Mundial, Augustode La Torre. Por otro lado, Valdivia señaló que el desarrollo de la electricidad se rige porla Ley de Concesiones Eléctricas, que establece que las actividades de generación,transmisión y distribución de energía se efectúan en forma separada.

Además, señala que cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera puedeparticipar en ellas; y que regula la creación de un mercado en el cual hay competencia ylas tarifas se fijan según el criterio de costo marginal.Dijo que también se establecen medidas de promoción a la inversión como la referida a laestabilidad jurídica que dispone que los contratos de concesión constituyan ley entre laspartes. Se establece también un mecanismo de subastas vinculante con la fijación de lastarifas y mecanismos de remuneración de la transmisión similares a los definidos en loscontratos BOOT.

Gobierno plantea compensar a mineras y cementeras que generen su electricidaden épocas de desabastecimiento ; Lima, jul. 14 (ANDINA).- El Ministerio de Energía yMinas (MEM) y el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin)trabajan una norma para fomentar que las grandes empresas mineras y cementeras a

nivel nacional utilicen sus propias generadoras eléctricas en épocas dedesabastecimiento de energía.“Ambas instituciones están analizando cómo poner en actividad las generadoras derespaldo de las empresas que normalmente sólo se utilizan para casos de emergencia”,indicó el presidente del Osinergmin, Alfredo Dammert. Dijo que esta propuesta se suma ala serie de medidas que ha tomado el gobierno para afrontar un posibledesabastecimiento de energía en el país debido a que el crecimiento de la demandaeléctrica ha superado todos los pronósticos. “Se tenía previsto que el crecimiento de lademanda eléctrica llegara a niveles de ocho por ciento, pero en estos momentos yabordea el 11 por ciento”, manifestó a la agencia Andina. Señaló que se está estudiandootorgar una compensación a estas compañías para que cuando haya undesabastecimiento de energía eléctrica, en vez de utilizar la electricidad del sistemaconvencional, arranquen sus propios grupos electrógenos.

“Definitivamente tendría que haber una compensación económica ya que las generadorasde respaldo mayormente utilizan el diésel de combustible, lo que resulta más caro que jalar la electricidad del sistema”, afirmó. No obstante, puntualizó que esta compensaciónsólo sería por la diferencia al que incurran las empresas por utilizar un combustible máscaro para autoabastecerse de energía y continuar con sus actividades productivas. “Porejemplo, en el caso de que se necesite que las generadoras eléctricas en Chilca (al sur deLima) produzcan más de lo normal, y no tengan suficiente gas natural por unos 12 meses,entonces las empresas tendrían que arrancar sus propias generadoras de respaldo enforma permanente mientras dure el desabastecimiento”, remarcó.Dammert precisó que si las empresas ponen en actividad sus generadoras de respaldo,se lograría ahorrar 200 megavatios (Mw), es decir se tendría un cinco por ciento más deenergía eléctrica para abastecer al resto del país. Señaló que el MEM y el Osinergminestán trabajando intensamente todas las semanas no sólo a nivel de técnicos, sinotambién con la participación de las mismas empresas para culminar los detalles de estanorma.“Las empresas en general están de acuerdo con esta propuesta, aunque todavía puedentener alguna preocupación pues no saben si se les va a compensar todo el costo o no”,manifestó. Recordó que el problema de desabastecimiento de energía en el caso de lastermoeléctricas es que la generación a gas natural está limitado por la falta de capacidaddel ducto de Camisea. Mientras que en el caso de las centrales hidroeléctricas, elproblema se originará por la falta de agua para la generación, ya que este año es seco, yel punto más crítico se darían en los meses de octubre y noviembre.



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Perú Energía Renovable realizará estudios de proyectos de energía eólica enregiones del norte y sur; Lima, jul. 19 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas(MEM) otorgó hoy concesiones temporales a favor de la empresa Perú EnergíaRenovable para que desarrolle estudios relacionados a la generación de energía eléctrica

en futuras centrales eólicas, en base al viento, que se ubicarán en diversas regiones delsur y norte del país. La primera concesión temporal servirán para desarrollar, por espaciode dos años, los estudios de la futura Central Eólica Marcona 1 que tendrá una capacidadinstalada estimada de 100 Megavatios (Mw) que se ubicará entre los distritos de Marconay Lomas, provincias de Nazca y Caravelí respectivamente, en las regiones de Ica yArequipa. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normastécnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el PatrimonioCultural de la Nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Leyde Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas legales pertinentes. Deconformidad con el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, si vencido el plazode la concesión el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en susolicitud, respecto de la ejecución de los estudios y cumplimiento del Cronograma deEjecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía

otorgada. Una segunda concesión temporal otorgada a Perú Energía Renovableestablece que por espacio de dos años podrá realizar los estudios de la futura CentralEólica La Pampa, para una capacidad instalada estimada de 100 Mw.Dicho proyecto se ubicará en los distritos de San Pedro de Lloc y Rázuri, provincias deAscope y Pacasmayo, en la región La Libertad.

MEM descarta desabastecimiento de energía eléctrica en el país gracias al uso delgas natural; Lima, jul. 21 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas descartó hoy queel país enfrente un desabastecimiento de energía eléctrica gracias al uso del gas natural,señaló hoy el titular de dicho portafolio, Juan Valdivia.Señaló que el presente año es uno seco por la menor presencia de lluvias lo que hagenerado una limitación en la generación hidráulica de energía eléctrica, sin embargo dijoque las empresas están utilizando el gas natural para la generación de electricidad.

Indicó que el uso del gas natural por parte de las empresas favorece a todo el país porqueestán dentro del sistema interconectado que atiende a todo el territorio nacional.“Tenemos que utilizar el gas al mismo tiempo, y las plantas térmicas a petróleo diesel,están totalmente abastecidas, no hay ningún problema, pero las empresas estánsolicitado agilizar el pago del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, porlo cual ya están en conversaciones con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF)”, dijoen el programa Visión Económica de TV Perú. Remarcó que el país no tendrá ningúnproblema este año con la energía eléctrica, inclusive las empresas como Egasa y Egesurque son empresas del Estado han trasladado sus plantas térmicas a Independencia y lashan convertido a gas, las cuales van a generar electricidad del mes de septiembre aoctubreAsimismo, indicó que se prosigue con la masificación del gas natural a nivel nacional, yrecordó que ya se adjudicó el gaseoducto regional de Ica que abastecerá a las ciudadesde Humay, Pisco, Ica, Nasca y Marcona.También dijo que ya se ha convocado una subasta pública del gaseoducto de Lima aChimbote. “Estamos negociando con las dos empresas que han presentado su solicitudde concesión para el ducto sur andino para atender los departamentos de Cuzco, Puno,Arequipa, Moquegua y Tacna, que son Kuntur Transportadora de Gas y Energy Transfer”,dijo Valdivia. Indicó que estas concesiones llevan tiempo, y se debe realizar estudios y sequiere que estos ductos se construyan en el más breve plazo.“Independientemente a eso, estamos con varios proyectos de gas natural comprimido, ygas licuefactado, ya hay dos empresas que están construyendo sus plantas en Lurín, una





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Ministro Valdivia descarta problemas en suministro de electricidad por congestiónen gasoducto de Camisea ; Lima, ago. 02 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas,Juan Valdivia, descartó hoy que se produzcan problemas en el suministro de electricidada nivel nacional por la declaratoria de congestión en el gasoducto de Camisea para

abastecer a las centrales de generación termoeléctrica hasta el 30 de setiembre del 2009.Explicó que la norma que establece la declaratoria de congestión permite que Comité deOperación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) pueda realizaruna redistribución del gas que actualmente se destina para las centrales de generación.“En hora punta, el gasoducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) se llena y por lotanto no se puede abastecer a todas las centrales térmicas que antes necesitaban 190millones de pies cúbicos diarios de gas natural pero ahora necesitan 230 millones de piescúbicos”, indicó a la agencia Andina.En ese sentido, manifestó que las centrales de generación termoeléctrica están dejandode consumir 40 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, por lo que ahora tiene queredistribuirse los 190 millones de pies cúbicos de capacidad del ducto que se ha asignadopara los generadores eléctricos. “En segundo lugar, el COES podrá autorizar elfuncionamiento de plantas térmicas con diesel, en reemplazo del gas natural, para evitar

un racionamiento de energía a nivel nacional”, enfatizó. El ministro subrayó que lasmedidas incluidas en la declaratoria de congestión buscan evitar el racionamiento deenergía eléctrica y atender totalmente la demanda, mientras se terminan los trabajos deampliación del gasoducto de TGP. “Esos trabajos de ampliación del ducto de gas naturaldeberían estar terminados en agosto del 2009 y por eso se ha puesto la declaratoria decongestión hasta el mes de setiembre del próximo año”, indicó. Señaló que el aumento dela demanda de las generadoras eléctricas se ha venido evaluando en el Ministerio deEnergía y Minas (MEM) desde el año pasado y por eso se solicitó a TGP ampliar lacapacidad del ducto. “Ellos (TGP) hicieron el pedido de la maquinaria en diciembre delaño pasado y este año están haciendo las obras civiles, las nuevas maquinas llegarán enel mes de marzo del 2009 y luego se instalarán”, agregó.Indicó que los trabajos de TGPpermitirán que la capacidad de transporte del gasoducto suba a 380 millones de piescúbicos, mientras que para fines del 2009 esa capacidad aumentará 450 millones de pies

cúbicos. Asimismo, Valdivia indicó que el Organismo Supervisor de la Inversión enEnergía y Minería (Osinergmin) es el encargado de determinar si las medidascomprendidas en la declaración de congestión tendrá un impacto en las tarifas eléctricaspara los usuarios finales. “Indudablemente tendrá que usarse petróleo para la generacióneléctrica y el petróleo es mucho más caro pero el impacto en las tarifas lo tendrá queanalizar Osinergmin”, refirió.Sin embargo, recordó que el diesel actualmente recibe una compensación del Fondo parala Estabilización del Precio de los Combustibles Derivados del Petróleo para evitar unaumento excesivo en su precio. “Pero de todas maneras, el diesel es un combustiblesmás caro que el gas natural y eso naturalmente podría generar un aumento pequeñísimoen las tarifas”, refirió. Finalmente, adelantó que en los próximos días se publicará elreglamento del Decreto Legislativo N° 1041 que establece que en situaciones decongestión en el abastecimiento de de gas natural para las generadores electricas sepueda compensar a las plantas que usen diesel.Petrolera Monterrico desarrollará estudios de factibilidad en central eólica El AltoLima, ago. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a la empresa Petrolera Monterrico para desarrollar estudios defactibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futuracentral eólica El Alto. El proyecto, que tendrá una capacidad instalada estimada de 200megavatios (Mw), se desarrollará en los distritos de El Alto, Lobitos y Pariñas, en laprovincia de Talara en el departamento de Piura. La concesión temporal será por un plazo



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de dos años contados a partir de hoy en que se publicó la resolución del MEM que otorgala concesión.El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas yde seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de

la nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en el Ley deConcesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas pertinentes. Si vencido el plazode la concesión, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en susolicitud, respecto de la ejecución de los estudios y cumplimiento del Cronograma deEjecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantíaotorgada. Cabe recordar que hasta abril último el MEM ha otorgado 12 concesionestemporales para centrales eólicas a diversas empresas que tienen interés en desarrollarproyectos energéticos utilizando como fuente el viento, dado el potencial de Perú. Entreestas concesiones se encuentran El Tunal (Piura) de 105 Mw, Central Eólica Malabrigo(La Libertad) de 60 Mw, Parque Talara (Piura) de 240 Mw, Parque Ilo (Moquegua) de 240Mw y La Brea (Piura) de 170 Mw. También Parque Eólico Las Lomas (Lima) de 240 Mw,Parque Cupisnique (La Libertad) de 240 Mw, Parque Chimbote (Ancash) de 240 Mw yParque Casma (Ancash) de 240 Mw. Además, Parque Yauca (Arequipa) de 300 Mw,

Ascope (La Libertad) de 100 Mw y Central Eólica Ilo 1 (Moquegua y Tacna) de 200 Mw.MEM y Coes precisan que corte de electricidad se debió a fallas técnicasimprevisiblesLima, ago. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Comité deOperación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes-Sinac) coincidieron hoyen atribuir el corte en el suministro de energía eléctrica ocurrido en la víspera a problemastécnicos imprevisibles y que dejaron fuera de servicio a la central térmica de Ventanilla.“Los cortes se debieron a fallas técnicas imprevisibles, que determinaron que unaimportante cantidad de megavatios del sistema quedaran fuera de servicio”, dijo elpresidente del Coes, César Butrón. Precisó que el corte de energía eléctrica ocurrido elsábado, para algunos clientes industriales y mineros se debió a una rotura en la tuberíaque conduce agua de refrigeración a la central de Ventanilla, y al no disponer de ese

abastecimiento la planta quedó fuera de servicio por razones de protección, aunque eldaño ya fue reparado.“Lo que pasó ayer fue que fallaron las válvulas de control de acceso del gas a la centralde Ventanilla, y estas válvulas son propiedad de Cálidda (empresa de distribución de gasnatural). La falla técnica dejó imprevistamente fuera de servicio a esta central.” Agregóque la falta de operación de la planta de Ventanilla dejó sin 400 megavatios de energíaeléctrica al sistema eléctrico del Perú, que tiene un total de 4,000 megavatios, lo cual esuna cantidad importante.“Lamentablemente, no habían otros equipos que pudieran entraren servicio para reemplazarlo (a la central de Ventanilla) a la velocidad que se requería yesto provocó la necesidad de restringir el servicio tanto a usuarios industriales como a losdomésticos”, dijo en Mesa Central de TV Perú. Sin embargo, agregó que dichodesperfecto ya fue reparado y no debería volver a repetirse otro apagón similar encondiciones normales.“Aunque nadie puede impedir que suceda otro imprevisto, creemos que ya no deberíaocurrir ningún problema de esta magnitud”, agregó. Por su parte, el viceministro deEnergía, Pedro Gamio, manifestó que el tema de fondo es que el país refleja un aumentoconsiderable en la demanda eléctrica, ya que el año pasado superó el ocho por ciento yen lo que va de 2008 el aumento está en cerca de 12 por ciento. “Entonces es imposibleque un país duplique o triplique en 12 meses su infraestructura (para abastecer de gas alas plantas eléctricas) porque un ducto se hace en cuatro o cinco años.”Indicó que inexplicablemente el tramo del ducto de gas natural que opera Transportadorade Gas del Perú (TGP) tiene sólo 18 pulgadas en la zona de la costa peruana; mientrasque en la sierra llega a 24 pulgadas y en la selva a 32, lo que refleja que en años





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los que más nos beneficiamos con el subsidio a la gasolina para evitar que suba son losque tenemos vehículos o, por ejemplo, las empresas mineras que usan un diésel que eneste momento es ayudado por el fondo de estabilización.” "Pero se sabe –continuó–que las empresas mineras tienen un precio estratosférico, muy favorable y tienen

utilidades extraordinarias, ¿es lógico que sigamos subsidiando el diésel que ellos usan?Mejor retiramos muy poco ese subsidio al 30 por ciento más pudiente y lo damosdirectamente en condiciones de trabajo, alimentos o en infraestructura en electricidad yagua para los que no tienen eso".

INEI estima que eventual alza de tarifa eléctrica por congestión de gas noimpactaría en inflación; Lima, ago. 08 (ANDINA).- La eventual alza de las tarifaseléctricas por la congestión en el abastecimiento de gas natural a las centrales degeneración termeoléctrica, las cuales tendrían que usar combustibles más caros paraoperar, no tendría un impacto considerable en la inflación, informó el jefe del InstitutoNacional de Estadística e Informática (INEI), Renán Quispe. “No me preocuparía por unrubro (consumo de electricidad) de los 15 que conforman la canasta familiar, porque nohablamos de tasas de 10 por ciento (de aumento de las tarifas), sino de tasas inferiores.”

Anteriormente, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, indicó que el uso del diéselen reemplazo del gas natural podría tener un impacto de dos o tres por ciento en lastarifas eléctricas que pagan los usuarios.“Si se aumenta (las tarifas) en dos por ciento, eso quiere decir dos soles por cada 100;entonces eso se va a perder entre las 15 variables que componen la canasta familiar”,enfatizó Quispe. Manifestó que el aumento de las tarifas eléctricas sólo incidiría en elconsumo de energía en el Perú, aunque debería evaluarse si el alza tendrá algunaincidencia en el sector manufacturero, ya que podrían aumentar los costos de producciónde las empresas de este rubro. Asimismo, pronosticó que en lo que resta del año seguirámostrándose un descenso en la velocidad del crecimiento de la inflación, que últimamenteha crecido a un ritmo de cuatro por ciento anual. “Ese ritmo de crecimiento debe estarbajando, porque no hay factores que expliquen ahorita un aumento y la velocidad decrecimiento de los precios internacionales está reduciéndose significativamente, eso

observo”, comentó.Ministra Pinilla entregó obra de electrificación de II etapa del Proyecto Majes enArequipa; Arequipa, ago. 09 (ANDINA).- La ministra de la Mujer y Desarrollo Social,Susana Pinilla Cisneros, entregó la obra de electrificación de la II etapa del ProyectoMajes en beneficio de un total de mil 666 familias en la villa El Pedregal, en el distrito deMajes, en Arequipa. “La luz es esencial para obtener mejor calidad de vida y mayoracceso a la educación. Con la electricidad no solamente tenemos luz sino que sirve paradarle mayor valor agregado a la producción de la población”, dijo la ministra al encenderla llave general de luz del Pedregal. La importante obra que abarca un área de 4 milhectáreas permitirá a los 8 mil 333 pobladores de los asentamientos de los sectores “E”mejorar la calidad de sus productos con el acceso a la energía eléctrica. El proyecto deelectrificación fue ejecutado en un trabajo conjunto entre el Mimdes a través de Fondo deCompensación y Desarrollo Social (Foncodes) y las comunidades organizadas de ElPedregal, ubicado en el distrito Majes de la provincia de Caylloma. Pinilla Cisnerosdestacó el impacto social de la obra la que además brinda mayores facilidades para queen un futuro las comunidades de las zonas E1, E2, E4, E5, E6, E7, E8 y dos centrospoblados puedan contar con los servicios de acceso a la tecnología de la Internet,sumando así un componente educativo en al lucha contra la pobreza trazada por elgobierno. “Este es el momento de trabajar juntos para convertir a la región Arequipa enuna de las principales regiones agro exportadoras del país”, señaló la titular de la Mujer,quien lanzó el reto a Arequipa de convertirse en una potencia regional hidroeléctrica Laobra realizada en conjunto con los nueve núcleos ejecutores compuestos por



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representantes elegidos por las comunidades y del Mimdes, realza el éxito del trabajoarticulado y descentralizado que se viene llevando a cabo con el fin de mejorar la calidadde los servicios de los programas sociales en beneficio de la población más necesitada.“El crecimiento sin la participación activa de las personas de las comunidades nunca será

un crecimiento completo”, expresó tras destacar el crecimiento económico con justiciasocial que viene realizando el Gobierno. Los pobladores pertenecientes a mil 666parcelas y lotes de la zona se beneficiaron con las obras ejecutadas con el aporte de S/. 2617 169,00 por parte de Foncodes y el aporte complementario del municipio de Majes,SEAL de Arequipa y de los propios beneficiarios que comprenden la inversión en líneas,redes primarias, subestaciones de distribución y redes secundarias. Durante la entregade la obra cuyo monto de inversión asciende a S/. 3 500,000.00, Pinilla Cisneros destacóel componente productivo integrado en las acciones de los programas sociales quepermite a las familias generar sus propios recursos económicos mejorando la produccióny calidad de sus productos.En ese sentido la ministra Pinilla se comprometió a llevar los principales servicios socialesque brinda el MIMDES tales como los Wawa Wasi, los Centros de Emergencia Mujer(CEM) y los CEDIF, en beneficio de la población mas vulnerable de la región como lo son

las mujeres y niños.MEM evalúa usar parte de reservas de agua para destinarlas a centraleshidroeléctricas Lima, ago. 10 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) está evaluando usarparte de las reservas de agua que tiene Perú para destinarlas a las centraleshidroeléctricas y permitir que consigan una mayor producción eléctrica previniendo losracionamientos en el servicio, informó hoy el titular del sector, Juan Valdivia. Explicó quese están reuniendo las entidades del sector Energía para analizar el tema y realizar losplanteamientos respectivos pues la propuesta se tiene que estudiar. Luego de elaboradala propuesta, se realizarán una serie de coordinaciones con las centrales de generaciónhidroeléctrica, el Servicio de Agua Potable y Alcantarillado de Lima (Sedapal) y losadministradores de agua en todas las regiones del país, declaró a la agencia Andina.

Agregó que también se buscará coordinar la propuesta con los ministerios de Agricultura,del Ambiente y de Vivienda, Construcción y Saneamiento. “Con esta propuesta noqueremos afectar el consumo humano, la agricultura y las reservas de agua para elpróximo año ya que algunos analistas consideran que puede haber un año seco en el2009”, indicó. Mencionó que las reservas de agua se usarían en lo que queda delpresente mes y durante setiembre, ya que luego se espera que comience la temporadade lluvias en la sierra y con eso se abastecería a las centrales hidroeléctricas.“Este año es semiseco y esto ha originado que las hidroeléctricas hayan producido 18 porciento menos de energía eléctrica”, señaló el ministro. En ese sentido, subrayó que tieneque hacerse una evaluación técnica de la propuesta y determinar los volúmenes de aguaque se requieren para las hidroeléctricas y ver las necesidades que tiene cada uno de lossectores que consumen el recurso. “Trabajamos para que no haya racionamiento deelectricidad y coordinamos para que sea más eficiente el uso del gas (para las centralestérmicas) y estaremos sacando normas al respecto”, comentó a Andina. Finalmente, pidiótranquilidad a la población peruana ya que los últimos cortes de energía eléctrica enalgunos distritos de Lima no fueron por problemas de racionamiento del servicio ni porcongestión del gasoducto de Camisea. Recordó que se debieron a fallas mecánicas (el jueves) y por falta de comunicación en el transporte de gas (el viernes) para la centraltermoeléctrica de Etevensa ubicada en el distrito chalaco de Ventanilla.

MEM establece que en caso de racionamiento eléctrico se privilegiará suministro aservicio público ; Lima, ago. 10 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM)estableció hoy que en caso de racionamiento del suministro eléctrico, éste se efectuará



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privilegiando el abastecimiento de energía para el servicio público de electricidad,determinándose el porcentaje de racionamiento que corresponde a los demás agentes delServicio Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). De esta manera, modificó la NormaTécnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas

Interconectados, la cual establecía que el racionamiento se efectuaba en proporción a lademanda de potencia de cada integrante del sistema. Es decir, hasta la fecha sedeterminaba el porcentaje de racionamiento que correspondía a la magnitud de potenciasuministrada por cada titular de generación, quienes a su vez distribuían dicho porcentajede racionamiento entre sus clientes de acuerdo a las prioridades y/o compromisosadquiridos por ellos.En cambio, la norma aprobada hoy y que entrará en vigencia a partir de mañana (lunes),precisa que para evaluar la demanda a ser racionada en el sistema o en un áreaoperación del mismo, el Comité de Operación Económica del Sistema (COES)pronosticará la demanda de los titulares de distribución y clientes libres en cada barra delsistema de transmisión, tomando en cuenta sus consumos históricos.Asimismo, los titulares de distribución pronosticarán la demanda de cada circuito de la redprimaria de distribución. El MEM explicó que dicha modificación se hace a efectos de que

exista una adecuada correspondencia entre la Norma Técnica y la Ley para asegurar eldesarrollo eficiente de la generación eléctrica (Ley N° 28832).Recordó que la Ley N° 28832 establece que es de interés público y responsabilidad delEstado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para elservicio público de electricidad. Cabe señalar que los días viernes y sábado últimos hubocortes de fluido eléctrico en varios distritos de Lima Metropolitana por diversos factores.Con la norma publicada hoy, mediante resolución suscrita por el director general deElectricidad del MEM, Jorge Aguinaga, el gobierno busca que en caso de racionamientoeléctrico no se afecte a la población.

COES coordina con empresas industriales y mineras para que desplacen demandaeléctrica fuera de horas punta ; Lima, ago. 11 (ANDINA).- El Comité de OperaciónEconómica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) coordina con las

empresas industriales y mineras para que desplacen su demanda de energía eléctricafuera de las horas punta o la reduzcan, para así evitar cortes en el abastecimiento, señalóhoy el presidente de la referida institución, César Butrón. “Tenemos que priorizar una delas misiones fundamentales del COES, que es mantener la continuidad del servicio entodo Perú”, subrayó. Señaló que Perú tiene una máxima demanda de cerca de 4,100megavatios en horas punta, la cual actualmente se atiende al 100 por ciento pero conreservas muy reducidas. Por ello, señaló que ante casos fortuitos que son totalmenteimprevisibles, existe la posibilidad que se tengan que hacer reducciones en el consumo y,solamente en el caso que se produjeran, se dará prioridad al servicio público (alumbradopúblico y servicio residencial). “Vamos a recurrir a los grandes clientes para no tener queafectar el servicio público”, manifestó en Palacio de Gobierno luego de una reunión con elpresidente de la República, Alan García, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, yrepresentantes de las empresas eléctricas.Asimismo, dijo que también se está conversando con todos los administradores de aguapara incrementar el caudal en horas punta y aumentar la presión hidráulica para generarmás electricidad. “Se necesitan 1.5 metros cúbicos adicionales por estos días hasta quelleguen las lluvias (a fines de octubre) y solamente durante las horas punta”, subrayóButrón.Señaló que las inversiones en generación de energía eléctrica a realizarse en el presentey próximo año, las cuales superan los 1,000 millones de dólares, son suficientes paraatender el crecimiento de la demanda. Sin embargo, indicó que se debe trabajar con elMinisterio de Energía y Minas (MEM) para asegurar que el gas natural sea el suficientepara atender estas nuevas inversiones en generación. Refirió que las inversiones en



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generación eléctrica se adelantaron ante el incremento de la demanda por el crecimientoeconómico del país, pero concretarlas demora por el suministro de equipos que sefabrican en otros países.“Es un tema de una situación mundial en que las grandes potencias, como China e India,

están consumiendo todos los recursos y los fabricantes (de equipos para generarelectricidad) están trabajando al tope, y todos (los países que requieren equipos) estamosen cola de espera”, precisó. Cabe señalar que en la reunión en Palacio de Gobiernotambién asistieron el presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía yMinas (Osinergmin), Alfredo Dammert, y el viceministro de Energía, Pedro Gamio, paraanalizar la actual demanda y nuevas inversiones.“Estas reuniones son continuas en el MEM, Osinergmin y el COES, la semana pasadahemos estado reunidos prácticamente todos los días, y estamos en coordinaciones deadministrar este tipo de situación de escasa reserva”, puntualizó Butrón.

MEM planteó a mineras invertir en construcción de hidroeléctricas para abastecer asus proyectos; Lima, ago. 12 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM)planteó a las empresas mineras que operan en Perú la posibilidad de que inviertan en la

construcción de centrales hidroeléctricas para abastecer de energía a sus respectivosproyectos, informó hoy el presidente de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo yEnergía (SNMPE), Ysaac Cruz. Explicó que hace una semana hubo una reunión alrespecto y el MEM ha dispuesto información para ver si alguna empresa minera seinteresa en invertir en una hidroeléctrica para autoabastecerse de energía eléctrica. Indicóque la construcción de una hidroeléctrica demanda como mínimo tres años, por lo que nosería una alternativa de solución de corto plazo para afrontar un eventual racionamientoen el abastecimiento de electricidad.Al respecto, el presidente ejecutivo de Southern Copper Corporation (SCC), OscarGonzález Rocha, indicó que la cartera de proyectos planteados por el MEM es de 15centrales hidroeléctricas en diversos puntos del país, y comprende iniciativas deempresas públicas y privadas de generación eléctrica. “No nos vamos a dedicar a generarenergía por lo que nos asociaríamos con la empresa eléctrica que tiene el proyecto para

que opere la hidroeléctrica, pero es algo que recién estamos evaluando”, indicó.Manifestó que en la actualidad SCC consume 205 megavatios (Mw) de electricidad en lasoperaciones mineras que realiza en las regiones de Tacna y Moquegua, pero aumentaráen 220 Mw cuando entren en operación las minas de Tía María en Arequipa y LosChancas en Apurímac. “Para Tía María no necesitaríamos una mayor demanda deenergía, necesitaríamos 60 Mw que se puede conseguir, pero en los otros proyectos sípodría haber problemas ya que si no encontramos un proyecto de generación viable en elque podamos participar, tendremos que retrasar las operaciones”, manifestó. Indicó queahora la empresa está consumiendo 40 Mw menos de energía eléctrica debido a lostrabajos de mantenimiento en la refinería de Ilo (Moquegua), por lo que no se debe aalgún racionamiento de energía. “Ese menor consumo estaba previsto para fines de estemes y lo adelantamos al 4 de agosto porque ya teníamos todos los insumos para laparalización (de la refinería), espero que el gobierno reconozca eso”, señaló.Por otro lado, Cruz negó que ahora las empresas mineras estén sufriendo algunarestricción en el abastecimiento de energía eléctrica y también que los cortes de energíaeléctrica ocurridos la semana pasada hayan afectado sus operaciones.Asimismo, indicó que será difícil que las mineras puedan reducir sus niveles de consumode electricidad en horas punta para evitar una mayor exigencia al Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN), ya que sus operaciones son constantes durante las 24horas del día. “Seguramente en el sector industrial sí se podría hacer eso pero no en elsector minero, en consecuencia, la generación y necesidad de energía para manteneroperativo el sistema minero en general es constante.



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Manifestó que si se establece algún racionamiento de electricidad entonces cadaempresa minera tendrá que conversar y lograr un acuerdo con la generadora que loabastece, ya que entre ambos existe un contrato firmado que no puede ser modificadopor alguna decisión del Estado.

Ministerio de la Producción pide sacrificio temporal a industriales para racionarconsumo de gas ; Lima, ago. 14 (ANDINA).- El viceministro de Industria, Carlos Ferraro,pidió al sector industrial hacer un sacrificio temporal y que reduzcan su consumo deenergía y gas natural, para así priorizar su uso por parte de las térmicas con el objetivo deno afectar la generación eléctrica. “Si llega un momento de emergencia, todo el mundotiene que sacrificarse, incluyendo a las industrias, porque primero está el bien común”,declaró a la agencia Andina. Cabe señalar que este domingo el Ministerio de Energía yMinas (MEM) estableció que en caso de racionamiento del suministro eléctrico, éste seefectuará privilegiando el abastecimiento de energía para el servicio público deelectricidad, determinándose el porcentaje de racionamiento que corresponde a losdemás agentes del Servicio Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).Debido a que es un año seco y no existe suficiente agua para generar electricidad, las

centrales térmicas a gas natural cubren la demanda eléctrica, pero ya no hay máscapacidad en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) para llevar más gas deCamisea a Lima, pese a que la demanda por este hidrocarburo ya superó dichacapacidad.Por su parte, la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) se mostró en contra de estedispositivo y exigió a TGP cumplir su contrato de abastecimiento de gas natural a lasempresas.Sin embargo, el viceministro afirmó que llegará un momento en que se les diga a losindustriales que no habrá otra opción que racionar el consumo del gas. “Llegará unmomento en el que se les diga: No te estoy preguntando, sino que así debe ser y punto.En este tema no se trata de si quieren o no las empresas cumplir con las disposiciones,sino que las prioridades están claras.” Manifestó que el sector eléctrico del país atraviesauna situación complicada, aunque aclaró que todavía no se vive una crisis energética. En

ese sentido, destacó que el Estado toma las previsiones del caso para resolver esteproblema y evitar que en el futuro haya una real emergencia. “La prioridad esdar energía a los hogares, hospitales, entre otros; seguidamente está suministrarla a laindustria que produce alimentos, porque abastece justamente a la población”, dijo aAndina. Ferraro explicó que Perú tiene gas natural en abundancia, pero la demandainterna ha crecido más rápido de lo que se había calculado desde que se inició suproducción. Recordó que, según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), la demanda deelectricidad este año ha crecido en 12 por ciento, situación que hace años no se podíaprever. “Pero alguien se equivocó, han vendido más gas del que habían calculado al cortoplazo o se han demorado en tender la tubería o hicieron una tubería muy delgada desdeel primer momento. Habrá que hacer un análisis de este problema”, concluyó.

Carencia de gas no afectará crecimiento económico porque plantas industrialesson duales, afirma Ferraro ; Lima, ago. 14 (ANDINA).- El racionamiento de gas naturalno afectará el crecimiento económico de Perú porque la mayor parte de las plantasindustriales del país son duales, es decir, pueden usar diesel o gas naturalindistintamente, y adicionalmente existen muchas que tienen grupos electrógenos, señalóhoy el viceministro de Industria, Carlos Ferraro. “El crecimiento económico quizá podríabajar en algunos casos pero, en general, no debería afectarse”, estimó. Refirió que lamayor parte de las calderas industriales que cambiaron su fuente energética, de diesel agas, mantienen dicha dualidad. Aunque reconoció que, dado que el diesel tiene un mayorprecio, se vería afectado el costo de operación de las empresas y el medio ambiente, esdecir, hay una serie de factores adicionales que se van a ver afectados. Asimismo,



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recordó que algunas empresas tienen sus grupos electrógenos de épocas anteriores yfuncionarán para la generación eléctrica.El viceministro pidió no buscar culpables de esta carencia energética y más bien mirarhacia el futuro. “En Perú no estamos acostumbrados a buscar la máxima eficiencia en el

uso de la energía y, en vez de discutir quién es el culpable de este problema, o quiénesapagarán la luz y quiénes la mantendrán prendida, hay que mirar hacia el futuro, viendocuáles son las soluciones”, dijo a Radio Nacional. Ferraro manifestó que “si se llega a unmomento en el que se tiene que parar porque no hay gas, la decisión la tienen losempresarios”.Mencionó que hay aspectos adicionales en los cuales se debería trabajar, como lacogeneración de energía que consiste en la producción combinada de electricidad y calor,proceso mucho más eficiente que la generación separada de los mismos.La cogeneración es el producto de más de un tipo de energía (térmica, mecánica,eléctrica) a partir de un mismo combustible, como puede ser el gas. El viceministroindicó que hay industrias que tienen la capacidad de instalación para acceder a lacogeneración de energía, lo que significaría para ellas un ahorro. “En todo caso, lasmismas empresas generadoras pueden llegar a acuerdos con las industrias para instalar

dentro de estas últimas las turbinas que generen el calor suficiente en una zonadeterminada para aprovecharlo al máximo, lo que les permitiría además atender a másempresas en su ámbito de influencia”, dijo.De otro lado, sostuvo que se está trabajando en temas referidos a cuántas industriasestán arribando a Perú, cuál es el tamaño y las dimensiones de las inversiones y cuálserá la demanda futura. “Hay mil posibilidades y análisis en los cuales tenemos quetrabajar y esto incluye el tema del gas”, sostuvo.

MEM pedirá a nuevas centrales térmicas fijar cronograma para convertir plantas aciclo combinado ; Lima, ago. 17 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM)requerirá a las empresas que quieran instalar nuevas centrales térmicas a gas natural queestablezcan un cronograma para la conversión de estas nuevas centrales de ciclo simplea ciclo combinado, proceso que permite producir más electricidad con el mismo volumen

de gas natural, a fin de incentivar el uso eficiente de este hidrocarburo. Indicó que estécnicamente recomendable que las centrales térmicas a gas, que empiezan siempre aproducir con ciclo simple, programen su pronta conversión a ciclo combinado. Esto formaparte de la política de uso eficiente de la energía y el cambio de la matriz energéticanacional para fomentar el consumo de gas natural y la promoción de energías renovables,así como la cogeneración y la generación distribuida.El ciclo simple consiste en la generación de electricidad mediante el quemado de uncombustible, gas natural, que permite el movimiento de una turbina y, posteriormente deun generador. Mientras que el ciclo combinado se basa en la producción de energía através de ciclos diferentes, una turbina de gas y otra turbina de vapor. El calor no utilizadopor uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro.Esta configuración permite un eficiente empleo del gas natural ya que la energía obtenidaen estas instalaciones puede ser utilizada, además de la generación eléctrica para laobtención de vapor de proceso. El viceministro dijo que el MEM va a apoyar a lasempresas en este proceso de conversión y para ello tiene reuniones de trabajo condiversas empresas del sector interesadas y con proyectos definidos en este tipo deinversiones.Precisó que dos centrales térmicas están en proceso de construcción para el 2009 y dospara el 2010, las que comprenden su conversión a ciclo combinado.Para el próximo año deben entrar en operación la central térmica Chilca 1 que aportará170 megavtios (Mw) al sistema, la central térmica de Kallpa con 170 Mw, el traslado delas centrales de Mollendo y Calana de 73 y 26 Mw, cada una, y la central de Poechos IIque aportará diez Mw más. En tanto que para el 2010 se prevé la entrada en operación



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de la central térmica de BPZ de 160 Mw, la central térmica de Santa Rosa de 198 Mw, lacentral de Egechilca Primera Etapa de 353 Mw y una central eólica de 300 Mw.

Aporte de S/. 1,500 millones a fondo de combustibles permitirá pagarcompensaciones a refinerías, afirma MEM

;Lima, ago. 18 (ANDINA).-

El ministro deEnergía y Minas, Juan Valdivia, afirmó que el aporte hecho hoy por el Estado al Fondopara la Estabilización del Precio de los Combustibles Derivados del Petróleo, por 1,500millones de nuevos soles, permitirá pagar las compensaciones que se adeudan a lasrefinerías.Cabe señalar que el 31 de julio último la refinería La Pampilla (Relapasa) informó que, alcierre del primer semestre, el fondo de combustibles le adeudaba 271.5 millones dedólares por concepto de compensaciones para evitar que el precio de los combustibles seeleve en el mercado interno. Al 30 de julio último, el fondo también mantenía una deudade 800 millones de soles en promedio con Petroperú, según estimó el presidente de estaempresa, César Gutiérrez. “Se ha creado un marco presupuestal para poder cubrir lasobligaciones que tenemos con las empresas”, manifestó Valdivia respecto al decreto deurgencia del Poder Ejecutivo publicado hoy y que modifica una norma similar que creó al

fondo.Explicó que este decreto modifica el fondo de combustibles en lo que respecta a susprecios de referencia, tanto para el gas licuado de petróleo (GLP) como para el diésel 2 yel residual.Detalló que en el caso del GLP, el precio de referencia será la paridad de exportación unavez que inicie operaciones la ampliación de la planta de fraccionamiento de Pluspetrol,con lo que la mayor producción de GLP en Camisea podrá abastecer al mercadonacional.“En el caso del residual, se está tomando un precio promedio entre paridad deexportación y paridad de importación, respondiendo a una recomendación que hizo elgrupo de trabajo encargado de hacer esta evaluación”, declaró a Mesa Central de TVPerú.Asimismo, sostuvo que se mantendrá el fondo de estabilización de precios para atenuar

los efectos que pueda ocasionar en el mercado local un incremento del valor internacionaldel petróleo. También afirmó que el abastecimiento de combustibles y de energía eléctricaen el país está garantizado con la publicación de un decreto supremo de la Presidenciadel Consejo de Ministros (PCM), que declara el Estado de Emergencia en las provinciasde Bagua y Utcubamba (Amazonas), debido a actos de violencia en contra de la centralhidroeléctrica El Muyo y la estación N° 6 de Petroperú. “Si bien existen algunos problemasen la estación N° 6 para poder bombear petróleo al oleoducto (Norperuano) y poderalimentar a la refinería de Talara (Piura), existe stock suficiente para los próximos días”,aseveró el ministro. Agregó que su sector está abierto al diálogo con los pobladores, peroque no aceptará medidas de fuerza que pongan en riesgo el abastecimiento del mercadonacional, específicamente el abastecimiento de electricidad.

TGP: Ampliación de ducto de Camisea para demanda interna estará lista entre años2012 y 2014; Lima, ago. 18 (ANDINA).- La ampliación de la capacidad del ducto deCamisea para que llegue a transportar 1,000 millones de pies cúbicos de gas natural ypueda atender satisfactoriamente la demanda del carburante para el sector industrial,como para la generación de electricidad, estará lista entre los años 2012 y 2014, anuncióhoy Transportadora de Gas del Perú (TGP). “Dado que la demanda está creciendo y yahay pedidos de suministro de gas natural para el 2010 del orden de 600 millones de piescúbicos, estamos conversando con el gobierno para ampliar el ducto a 1,000 millones depies cúbicos entre los años 2012 y 2014”, indicó hoy el gerente general de TGP, RicardoFerreiro.



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Cabe señalar que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) había señalado que el sistemade transporte de gas natural para el 2011 debe llegar a 1,000 millones de pies cúbicos,volumen que garantizará la atención de la demanda interna. Ferreiro señaló que TGP yaestá trabajando en la ingeniería del proyecto de la ampliación del ducto en paralelo a

estas conversaciones del nuevo contrato con el Estado. “Con esto garantizamos que, sibien la demanda de gas natural está creciendo, también está creciendo fuertemente elsistema de ampliación del ducto y, con ello, habrá suficiente capacidad de transporte paraatender este crecimiento”, manifestó. Puntualizó que el proceso de ampliación delgasoducto se inició a mediados de junio del 2007, aún cuando la demanda del carburanteen los contratos en firme (que genera la ampliación del sistema de transporte de gas)todavía no se había dado.“El nivel de contratos que había con TGP en esa época era muy bajo y muy inferiorrespecto a la capacidad actual del transporte del sistema; por eso en coordinación con elMEM decidimos adelantar la ampliación del sistema de transporte”, comentó.Precisó que la primera etapa de ampliación del mencionado ducto finalizará en agosto del2009, lo cual significa que en los últimos cuatro meses del próximo año tendrá unacapacidad de transporte de 450 millones de pies cúbicos. En ese sentido, aclaró a la

Sociedad Nacional de Industrias (SNI) que TGP ha cumplido en todo momento el contratoque suscribió con el Estado en el 2004. “TGP ha cumplido absolutamente con todos loscontratos, no sólo con los industriales y con las empresas eléctricas sino que también haadelantado sus inversiones en el sector de transporte por encima de sus obligacioneslegales”, enfatizó.Ferreira subrayó que la empresa tomó la decisión de adelantar esta ampliación, aúncuando los clientes, industriales y empresas eléctricas no enviaron a tiempo las señales(en los contratos con TGP) de que consumirían más gas natural. “Quién mejor que unindustrial o una empresa eléctrica para prever su requerimiento de gas para el futuro,ellos hacen su pedido y el contrato establece que una vez que TGP recibe el pedido, tieneun año para ampliar el sistema de transporte”, dijo.

SNI plantea derogar norma sobre contratos firmes de abastecimiento de gas paraindustrias; Lima, ago. 19 (ANDINA).- La Sociedad Nacional de Industrias (SNI) pidió hoyal Ministerio de Energía y Minas (MEM) la derogatoria del Decreto Supremo N° 018-2004que establece la firma de contratos de Servicio Firme de transporte de gas natural deCamisea para las industrias, pues asegura que sus condiciones no son favorables para elsector.El presidente de la SNI, Eduardo Farah, explicó que dichos contratos fijan un nivel deabastecimiento de gas pero cuando las industrias tienen un menor consumo alestablecido, por motivos de fuerza mayor, siguen pagando el mismo precio.“Cuando queremos aumentar nuestro consumo para producir más y ser más competitivos,no podemos hacerlo porque el contrato no lo permite y, si no cambiamos esto, podríapostergarse el inicio de diversos proyectos”, agregó. Dijo que dicha norma es laresponsable del problema de congestión que actualmente tiene el gasoducto que operaTransportadora de Gas del Perú (TGP), ya que los trabajos de ampliación se realizan enbase a los contratos firmes y no por la real demanda del mercado, que incluye a los quetienen contratos de servicio libre o que se pueden interrumpir.“TGP dice que no tiene responsabilidad por la congestión y que ha cumplido la ley, eso escierto pero se está cumpliendo este decreto de los contratos firmes que está perjudicandoal país”, enfatizó. En ese sentido, solicitó al MEM iniciar un proceso de renegociación delcontrato de concesión del Sistema de Transporte del Gas de Camisea y eliminar la figurade los contratos firmes para reemplazarlos por contratos libres, que sean más flexiblespara el abastecimiento a las industrias. “A TGP le convendría llevar la fiesta en paz y



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acceder a una renegociación amigable porque, de lo contrario, este asunto que estécnico, podría convertirse en un problema político y generar una crisis mayor”, comentó.Farah advirtió que si se insiste en mantener los contratos de servicio firme entoncespodría ocurrir que las 258 industrias que usan ahora el gas natural lo cambien por diesel o

petróleo industrial, lo cual aumentará sus costos de producción y perderán competitividad.“Nadie puede obligar a las industrias a firmar contratos firmes y, si así fuera, entoncespodríamos denunciar a TGP ante el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y dela Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) por abuso de posición de mercado”,agregó.Asimismo, planteó al gobierno formar una comisión técnica multisectorial, conrepresentantes del sector público y privado, que se encargue de analizar alternativas pararesolver la congestión del gasoducto de Camisea. Manifestó que por el momento noexisten restricciones de gas natural para las industrias y habría un equilibrio en elabastecimiento durante el próximo año, pero si no se toman medidas para aumentar elabastecimiento podría haber un desabastecimiento para las industrias en los años 2010 y2011 de 21 millones y 27 millones de pies cúbicos diarios, respectivamente. Finalmente,señaló que el MEM ha asegurado a la SNI que no habrá restricciones en el

abastecimiento la electricidad pero, en caso lo hubiera por el problema de la congestióndel ducto de TGP, entonces las industrias estarían dispuestas a conversarlo con lasgeneradoras.“Creemos que la población sí debe tener prioridad en el abastecimiento de electricidadporque eso permite que puedan satisfacer otro tipo de necesidades”, subrayó.

Dictan medidas para asegurar abastecimiento de energía eléctrica ; Lima, ago. 21(ANDINA).- El Ejecutivo dictó hoy, mediante decreto de urgencia, disposicionesnecesarias para asegurar, en el corto plazo, el abastecimiento oportuno de energíaeléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).La norma, publicada en el diario oficial El Peruano, tendrá una vigencia de 36 meses.En este periodo, el Ministerio de Energía y Minas declarará las situaciones de restriccióntemporal y calculará la magnitud de la capacidad adicional de generación para asegurar el

suministro de electricidad en el SEIN.Además, requerirá a las empresas del sector en las que el Estado tenga participaciónmayoritaria, para que efectúen las contrataciones y adquisiciones de obras, bienes yservicios necesarios. También establece que los costos totales, incluyendo los costosfinancieros, en que incurra el generador estatal por la generación adicional de energíaserán cubiertos mediante un cargo agregado que se incluirá en el Peaje por Conexión alSistema Principal de Transición. En caso de alguna congestión o de restricción que afecteel suministro de gas natural, el titular de la actividad de hidrocarburos presentará un Plande Manejo Ambiental para superar el problema ante el Ministerio de Energía y Minas y lasautoridades regionales y locales de las zonas de influencia.

MEM encarga a ProInversión convocatoria para concesión de planta termoeléctricaen Malvinas en Lote 88; Lima, ago. 21 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas(MEM) informó hoy que ha encargado a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada(ProInversión) el proceso de promoción para la concesión de la construcción de unaplanta de generación termoeléctrica que se ubicará en Malvinas, en el Lote 88 donde estála planta de procesamiento del gas natural de Camisea. “A solicitud de la empresaElectroperú hemos autorizado a ProInversión contratar maquila a través de una plantatérmica de ciclo combinado que debe estar ubicada en Malvinas y se conectará con lasubestación del Mantaro mediante la línea de transmisión de 500 kilovatios (Kv)”, precisóel ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. Según este sistema, Electroperú compraríagas natural al Consorcio Camisea y se lo entregaría a la empresa que se adjudique la







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reducción de 600 megavatios de generación hidráulica. “Pero esto debe terminar a finalesdel mes de octubre, cuando vuelva el periodo húmedo”, agregó.Recordó que ladeclaratoria de congestión del sistema de transporte de gas natural efectuada por el MEMlo que hace es requerir un uso eficiente del gas natural, haciendo que éste se oriente a

generación eléctrica y a respetar los contratos a firme. “Ello garantiza la atención de lademanda de la población, entre tanto se avanza en la ampliación de la capacidad detransporte”, manifestó.Por otro lado, dijo que se esta requiriendo a todos los generadores de proyectos térmicosa gas natural, la conversión a ciclo combinado para un uso más eficiente de la generacióntérmica y producir 50 por ciento más de electricidad con la misma cantidad de gas.Agregó que se ha concesionado nuevas líneas de transmisión que solucionan, en el nortey sur del Perú, el problema de la congestión en las líneas, lo cual darán mayor y mejorcobertura de la demanda. “Hay en ejecución 983 millones de dólares de inversióncomprometida en el sector eléctrico para este año, que aseguran oferta eléctrica frente ala creciente demanda”, concluyó.

Incremento de tarifas eléctricas será de solo 0.4%, señala funcionario del COES

Lima, set. 03 (ANDINA).- El presidente del Comité de Operación Económica del SistemaInterconectado Nacional (COES), César Butrón, dijo hoy que las tarifas eléctricas seincrementarán en los próximos días en el orden del 0.4%.Butrón hizo este anuncio durante su presentación ante la Comisión de Defensa alConsumidor del Congreso, en donde informó que será sin embargo Osinergim, la entidadencargada de evaluar la propuesta que ha sido formulada para incrementar las referidastarifas. “El aumento tiene que darse a partir de la tarifa de octubre, porque hay un costoadicional en la generación de energía eléctrica, que ya está ocurriendo desde el mes deagosto”, precisó. Explicó que la falta de transporte del gas ha ocasionado que se tengaque usar los servicios de algunas centrales eléctricas que utilizan diesel. “Este adicional alque se ha tenido que recurrir como un caso especial, es el que se va a tener que trasladara la tarifa, porque además se trata de un costo adicional no previsto”, indicó.De otro lado indicó que sólo se podrían generar cortes del fluido eléctrico en algunos

puntos del país, en la medida que se presenten fallas que no están previstas.Explicó que el corte de energía eléctrica registrado en algunos distritos de Lima no es porracionamiento ni déficit en el servicio eléctrico, por el contrario éste se debió a unproblema de baja presión en la tubería de gas que abastece a la central de Ventanilla.Explicó que al fallar el una máquina entra en acción la reserva y evita el corte, pero dijoque ello no se pudo evitar en el caso reciente por la pequeña reserva con que se vieneoperando en la actualidad. En ese sentido precisó que en el mes de julio la reserva fuede un 4% y en agosto bajo a 1%. Al respecto indicó que el gobierno viene tomando lasmedidas necesarias a fin de solucionar esa problemática. “Ante esta situación, y con el finde asegurar el abastecimiento de electricidad en los hogares, el gobierno viene tomandolas medidas necesarias. Por eso, publicó hace algunos días la modificación de unaimportante norma técnica, que ahora establece que el suministro eléctrico destinado alservicio público se debe priorizar en caso de racionamiento”, precisó.

ISA estima que nuevas inversiones en transmisión eléctrica serían de US$ 550millones en próximos cuatro años ; Lima, set. 08 (ANDINA).- La empresa colombianaInterconexión Eléctrica (ISA) señaló hoy que las inversiones asociadas a nuevainfraestructura de transmisión de energía eléctrica en Perú ascenderán en los próximoscuatro años a 550 millones de dólares aproximadamente.El gerente general de Red de Energía del Perú (REP), filial de ISA en el país, Carlos ArielNaranjo, explicó que hace unos días la empresa presentó al Ministerio de Energía y Minas(MEM) el Plan de Transmisión Nacional para el período 2008 - 2010, el cual plantea losproyectos que deben ser ejecutados para los próximos diez años.



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“En el contrato de concesión tenemos la responsabilidad de presentar al Estado cada mesde setiembre de todos los años pares, un nuevo plan de expansión de transmisión paralos próximos diez años”, indicó a la agencia Andina. Precisó que este plan contempla laconstrucción de una nueva línea de transmisión que va desde Chimbote (Ancash) hasta

Trujillo (La Libertad) de 500 kilovoltios (Kv), y de otra línea de 220 Kv desde Trujillo hastaCajamarca. “Hemos visto que estas líneas son necesarias puesto que el crecimiento delsector minero y el desarrollo de nuevos proyectos se están incrementandoconsiderablemente”, apuntó. En ese sentido, sostuvo que la empresa se concentrará enatender la demanda de electricidad en el norte del país, ya que en el sur la oferta estágarantizada con diversos proyectos en marcha. “Además hemos informado al Estado quehay una cantidad de pequeños proyectos para poder atender puntualmente el crecimientode la demanda eléctrica en diversas zonas del país”, comentó Naranjo. Hoy se realizó lasuscripción del contrato de concesión de las obras de construcción, operación ymantenimiento de la línea de transmisión eléctrica Chilca - La Planicie - Zapallal, de 94kilómetros de longitud, con una oferta de 52 millones 233,900 dólares como costo total deinversión en el proyecto. Esta concesión será por 30 años y tiene como objetivo reforzarel sistema de transmisión que enlaza la zona de Chilca, al sur de Lima, con el resto del

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). La línea de transmisión eléctrica seconstruirá en dos etapas. La primera comprende dos circuitos en 220 kilovoltios (Kv), queunirá las subestaciones nuevas de Chilca, La Planicie y Zapallal, y entrará enfuncionamiento en un máximo de 24 meses desde la suscripción del contrato deconcesión. La segunda etapa será una línea de 500 Kv entre las nuevas subestacioneseléctricas de Chilca y Zapallal. Esta etapa estará lista en un plazo no mayor a 30 mesesdesde la suscripción del contrato. La entrada en operación de la primera etapa permitirá laevacuación de la energía proveniente de los proyectos de generación térmica que seconstruyen en la zona de Chilca, dos grupos de 170 megavatios (Mw) de potencia cadauno, y de la central hidroeléctrica El Platanal de 220 Mw. Para la segunda etapa en 500Kv se prevé la conexión de dos nuevas centrales térmicas en Chilca, de 510 Mw cadauna. La construcción y operación de la subestación La Planicie es de gran importancia enla medida que atenderá la expansión del sistema de distribución del área urbana e

industrial de Lima hacia el este.Consorcio Isonor Transmisión de España invertirá más de US$ 330 millones enproyectos eléctricos en Perú ; Lima, set. 09 (ANDINA).- El consorcio IsonorTransmisión, integrado por las empresas Elecnor y Grupo Isolux Corsan de España,planea invertir más de 330 millones de dólares en sus dos primeros proyectos detransmisión eléctrica en Perú, informó su representante legal, Juan José Soto. Precisóque esos proyectos son la construcción y operación de las líneas de transmisión eléctricaMantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, luego de adjudicarse la buenapro de ambos proyectos que otorgó la Agencia de Promoción de la Inversión Privada(ProInversión).Cabe señalar que Isonor Transmisión constituyó la empresa Caravelí - CotaruseTransmisora de Energía para la ejecución de los proyectos de transmisión eléctrica y elpasado 22 de agosto firmó los respectivos contratos de concesión para el inicio de obras.Soto explicó que la empresa construirá ambas líneas de transmisión de manerasimultánea para poder cumplir con el plazo establecido en el contrato de concesión de 32meses.“Dada la envergadura de las obras, la complejidad constructiva y todos los problemas quesiempre tienen estos proyectos, sería ilógico hacer uno después de otro, por eso nuestraidea es comenzarlos en paralelo”, dijo a la agencia Andina. Asimismo, mencionó que enlos puntos más importantes de la obra se puede estar empleando hasta 700 trabajadoresen la fase de construcción, sin contar los que participarán en los equipos de ingeniería ypruebas.



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“El crecimiento de la demanda de electricidad en Perú va a hacer que el mercado detransmisión siga creciendo, que nuevos proyectos se puedan desarrollar y que podamosseguir estando presentes en el mercado”, indicó. En ese sentido, adelantó que la empresapresentará ofertas para los próximos proyectos de concesión de líneas de transmisión

eléctrica que realice ProInversión, tal como sucedió con las líneas Chilca - La Planicie -Zapallal y Vizcarra - Huallanca - Cajamarca – Carhuaquero, pero que fueron ganadas porotras empresas. “Tenemos mucho interés de invertir en Perú y tenemos la intención departicipar en las nuevas concesiones porque nuestra voluntad es ser un operador concontinuidad en el mercado peruano”, enfatizó Soto.Por ello, manifestó que pese a que Isonor Transmisión tiene como rubro principal losproyectos de transmisión eléctrica, no está descartado que vaya a evaluar algún proyectode generación eléctrica en Perú, principalmente proyectos eólicos (energía en base alviento).“Las dos sociedades que conformamos el consorcio tenemos experiencia en energíaeólica tanto en España como en otros países de América, en ese sentido no estádescartado que hagamos algo en Perú”, dijo.

ProInversión realizará subasta para compra de energía eléctrica de 12 centraleshidroeléctricas; Lima, set. 09 (ANDINA).- La Agencia de Promoción de la InversiónPrivada (ProInversión) realizará un proceso de subasta para la compra a futuro deenergía que produzcan aproximadamente 12 centrales hidroeléctricas que están en etapade construcción, informó hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. Explicó quedicho acuerdo fue tomado durante la sesión de hoy del consejo directivo de ProInversióny, a partir de ahora, los técnicos de la entidad comenzarán a trabajar en las bases delproceso y las centrales que serán incluidas en el mismo. “El procedimiento o mecanismoque se va a emplear para la subasta tiene que ser estudiado por los funcionarios deProInversión y aún no podemos hablar de plazos”, dijo a la agencia Andina.Manifestó que la subasta que realizará ProInversión garantizará la construcción de 12pequeños y medianos proyectos hidroeléctricos, que en la actualidad ya tienen completossus estudios definitivos pero que afrontan problemas de financiamiento.

“Creemos que este proceso estará involucrando la compra a futuro de 1,500 megavatios(Mw) que deberían estar produciéndose a partir del 2013 porque las centraleshidroeléctricas tienen un plazo de construcción y lo que queremos es asegurar esainversión”, dijo.Indicó que la subasta garantizará el abastecimiento de energía eléctrica para losconsumidores en el mediano y largo plazo, lo cual permitirá viabilizar la entrada enoperaciones de proyectos mineros importantes para los próximos años. “Esta subastaserá abierta y podrá presentarse cualquier empresa que desee comprar energía a futuropara abastecerse en esas fechas (2013), como las empresas mineras”, refirió. Cabeseñalar que la entrada en operaciones de los proyectos mineros Tía María (Arequipa) yLos Chancas (Apurímac), ambos de Southern Copper Corporation, consumirían 70 Mw y100 Mw de electricidad, respectivamente. Mientras que otros proyectos importantes queconsumirán mayor energía eléctrica son Las Bambas de Xstrata con 100 Mw, Quellavecode Anglo American con 90 Mw y la ampliación de la mina Cerro Verde de la SociedadMinera Cerro Verde con 60 Mw. Valdivia recordó que Perú cuenta con una cartera deproyectos hidroeléctricos en diversas zonas del país, pero afrontan problemas definanciamiento por la falta de contratos de compra de energía a largo plazo. “Pero ahoraProInversión va a darles esas garantías (a las centrales hidroeléctricas) a través de lasubasta”, aseveró el ministro.

Presidente García anuncia inversión de S/. 200 millones para electrificación rural enCajamarca; Cajamarca, set. 12 (ANDINA).- Un total de 200 millones de nuevos soles seinvertirá entre los años 2009 y 2010 en la ejecución de proyectos de electrificación rural



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sólo en el departamento de Cajamarca, anunció hoy el Jefe de Estado, Alan GarcíaPérez, tras poner en marcha un sistema de electrificación rural para 14 localidadescajamarquinas.“En el año 2009 y 2010, sólo en Cajamarca, se van a invertir 200 millones, porque este

departamento lo hemos encontrado como el que tenía la menor cantidad de de hogarescon electricidad en todo el Perú”, expresó. A criterio del Presidente de la República no hayderecho ni justicia que justifique que Cajamarca, siendo un departamento rico en lossectores agrícola y minero tiene tan poca electrificación en sus hogares. “Siempre dicenque es porque las localidades están muy separadas unas de otras; muy bien, peronosotros creemos que resulta rentable y necesario llevar la electrificación hasta el últimode los distritos y localidades”, agregó. Explicó que en virtud a esa inversión, que ya estápresupuestada para el año 2009 en el Fondo de Electrificación Rural, acudirá muchasveces a diversas localidades cajamarquinas para garantizar que la electricidad –comopaso para el desarrollo- llegue a todos los hogares de Cajamarca. “Y si lo encontramos(Cajamarca) con que de cada cien hogares sólo 35 tenían electricidad, cuando nosvayamos del Gobierno más de 70 de cada cien hogares tendrán electricidad y ese será unpaso decisivo en la lucha contra la pobreza”, enfatizó.

Perú podría tener descubrimientos de petróleo por 1,000 millones de barriles enpróximos 5 años; Lima, set. 18 (ANDINA).- En los próximos cinco años se espera queel Perú pueda tener descubrimientos del orden de 1,000 millones de barriles de petróleo osu equivalente en gas natural como resultado de la campaña de exploración porhidrocarburos, informó hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia.Ese nivel de descubrimientos se obtendría principalmente por los trabajos exploratoriosque se realizan en el Lote 39 de Repsol, el Lote 67 de Perenco, el Lote 58 de Petrobras, yen los lotes 104 y 129 de Burlington.Durante su participación en el Encuentro Empresarialde Inversiones, Comercio, Turismo y Cultura entre Perú y Brasil, que se lleva a cabo en laciudad de Sao Paulo, indicó que para la explotación de dichos recursos se requerirán deimportantes inversiones.Dijo que en el Lote 67 se ha descubierto petróleo pesado y Perenco tendrá que invertir

aproximadamente 1,500 millones de dólares en la perforación de pozos, la construcciónde una planta de mejoramiento de crudo y la instalación de un ducto para transportar elcrudo.Además indicó que el cumplimiento de los programas de exploración asumidos en loscontratos de licencia que ha firmado el Estado significará una inversión obligatoria deaproximadamente mil millones de dólares en los próximos cinco años. “Esta es unaoportunidad para las empresas que brindan servicios petroleros, así como para losinversionistas que consideren conveniente participar en actividades de exploración, yaque los contratistas normalmente desarrollan la exploración conformando sociedades o joint ventures”, comentó. Según el ministro, las inversiones en hidrocarburos se hanincrementado en un 374 por ciento en los últimos años, ya que el Perú busca diversificarla matriz energética, promoviendo la inversión privada en el sector energético con reglasclaras y estables. Sobre el panorama del sector eléctrico del Perú, Valdivia dijo que,según el plan referencial de electricidad 2006 al 2015, la demanda eléctrica del paíscrecerá a una tasa promedio anual de siete por ciento luego que durante los dos últimosaños el crecimiento fue de ocho y 10 por ciento. Añadió que hasta el 2015 se requiereinstalar más de 4,000 Megavatios (Mw) de capacidad de generación, de los cuales 2,500Mw serían proporcionados por centrales termoeléctricas y 1,500 Mw por proyectoshidroeléctricos.Tras destacar el potencial hidroeléctrico del Perú estimado en 60,000 Mw, el ministroofreció amplia información a los inversionistas brasileños sobre los proyectoshidroeléctricos de diferente dimensión que pueden atender la demanda local y generar



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suficiente oferta para la exportación de electricidad, garantizado márgenes de ingresosimportantes.Los proyectos hidroeléctricos de mayor potencia alcanzan los 9,711 Mw y entre los cualesfiguran las centrales hidroeléctricas de Rentema (1,525 Mw), Cumba 4 (825 Mw), La

Balsa (915 Mw), Paquitzapango (1,379 Mw), Cuquipampa (800 Mw), Urubamba (942 Mw)e Inambari (1,355 Mw).

Nuevos proyectos mineros en Perú demandarán 2,600 Mw adicionales deelectricidad hasta el 2015; Lima, set. 22 (ANDINA).- Los nuevos proyectos mineros quese están desarrollando a nivel nacional demandarán unos 2,600 megavatios (Mw)adicionales de electricidad en los próximos siete años, dijo hoy el ministro de Energía yMinas, Juan Valdivia.“Para garantizar que los proyectos mineros que ya están en marcha se hagan realidad serequiere incrementar la oferta eléctrica en 2,600 Mw hasta el 2015, y para atender estademanda tenemos que hacer más inversiones en transmisión y generación de energíaeléctrica”, manifestó. Pero lo más importante, indicó el ministro, es que las comunidadesque viven en las áreas de influencias de estos proyectos mineros deben comprender y

permitir que las empresas ejecuten estas inversiones. “Más que obras y regalos, lapoblación debe exigir transparencia de cuánto ingresa a las regiones, provincias odistritos y sepa cómo se están gastando los recursos y cómo los está beneficiando”, dijo.Esta mañana, el ministro participó en el foro “Iniciativa para la Transparencia de lasIndustrias Extractivas EITI en el Perú que se realizó esta mañana en la sede delMinisterio de Energía y Minas (MEM).Por su parte, el viceministro de Energía, Pedro Gamio, afirmó que para satisfacer estapróxima demanda, el Estado está previendo la ampliación de la oferta eléctrica a travésde más unidades de generación. “La mayor generación eléctrica básicamente debenestar orientada a las energías renovables, centrales hidroeléctricas, y parques eólicos.Con ello, el Perú garantizará que no falte electricidad y que haya una mayor producción”,apuntó.El viceministro también informó que durante el Encuentro Empresarial de Inversiones,

Comercio, Turismo y Cultura del Perú - ExpoPerú 2008, que se realizó la semana pasadaen la ciudad de Sao Paulo (Brasil) los empresarios brasileros mostraron su interés porinvertir en biocombustibles en el país.“Brasil ha logrado desarrollar de manera muyexitosa el uso del etanol y el 80 por ciento de su sistema vehicular utilizaeste combustible”, manifestó.

Minas Buenaventura invertirá US$ 600 millones en tres proyectos hidroeléctricos de200 Mw; Lima, set. 23 (ANDINA).- La Compañía de Minas Buenaventura invertirá 600millones de dólares en la puesta en marcha de tres proyectos energéticos, ubicados enlos departamentos de Lima y Huanuco, informó hoy su gerente general, RoqueBenavides.“La empresa invertirá en la generación de energía hidroeléctrica en los próximos añospues cuenta con tres concesiones que va a desarrollar, y donde se encuentra elaborandosu ingeniería”, precisó.Indicó que el primer proyecto es el de la Central Hidroeléctrica Marañón, ubicada en eldistrito de Nueva Flores, provincia de Huamalies – Dos de Mayo (Huanuco), con unacapacidad instalada de 96 megavatios (MW).El segundo proyecto es la Central Hidroeléctrica de Huanza, ubicado en el distrito deHuanza, provincia de Huarochirí (Lima), en la parte superior de la cuenca del río Pallca,con una capacidad instalada de 90.6 MW. Mientras que el tercer, y más pequeño proyectose ubica en el Valle de Oyón. En los tres proyectos, se prevé generar 200 MW, lo cualdemandará una inversión de 600 millones de dólares, a razón de una inversión de 3,000dólares por kilovatios (KW), explicó. Benavides dijo que estas iniciativas tienen como



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objetivo abastecer la red nacional, y en especial el sector minero que realiza un usointensivo de la energía. “El Perú se encuentra totalmente integrado eléctricamente, y siuno empieza a generar energía debe colocarla a la red nacional”, dijo tras precisar queaún no tienen fecha de inicio en las operaciones de los mencionados proyectos. “Aún no

tenemos determinado una fecha exacta, porque nos encontramos desarrollando laingeniería de ejecución, lo cual toma su tiempo”, subrayó. En la víspera, el ministro deEnergía y Minas, Juan Valdivia afirmó que los nuevos proyectos mineros que se estándesarrollando a nivel nacional demandarán unos 2,600 megavatios (Mw) adicionales deelectricidad en los próximos siete años.

Suez Energy evalúa viabilidad de tres proyectos hidroeléctricos en sur del PerúLima, set. 24 (ANDINA).- La empresa Suez Energy Perú, subsidiaria de GDF Suez, estáevaluando la viabilidad de hasta tres proyectos hidroeléctricos en el sur peruano, queservirán para abastecer el aumento de la demanda en la zona, informó hoy el gerentegeneral de Suez Energy Perú, Patrick Eeckelers.Indicó que Suez está evaluando diversas alternativas de centarales hidroeléctricas en elnorte y sur, pero en ésta última zona donde resultan más interesantes debido a

que hay urgencia en aumentar el abastecimiento de energía eléctrica, principalmente delsector minero. Mencionó que cuando la empresa termine de evaluar la viabilidad de losproyectos hidroeléctricos y decida ejecutar alguno específico, entonces transferirá dichainiciativa a su subsidiaria EnerSur para su ejecución.Eeckelers dijo que los representantes de EnerSur se han reunidos con diversas empresasmineras para negociar la firma de contratos de abastecimiento de energía eléctrica delargo plazo y que podría dar sustento financiero a los proyectos hidroeléctricos que evalúaSuez.“En el sur peruano existe una cantidad importante de proyectos mineros que seejecutarán en el futuro y necesitan energía para su abastecimiento por aproximadamente1,000 Megavatios (Mw)”, refirió. Hace unos días el ministro de Energía y Minas, JuanValdivia, informó que los nuevos proyectos mineros que se están desarrollando a nivelnacional demandarán unos 2,600 megavatios (Mw) adicionales de electricidad en los

próximos siete años.En el caso del sur se prevé que la entrada en operaciones de los proyectos mineros TíaMaría (Arequipa) y Los Chancas (Apurímac), ambos de Southern Copper Corporation,consumirían 70 Mw y 100 Mw de electricidad, respectivamente. Mientras que otrosproyectos importantes que consumirán mayor energía eléctrica son Las Bambas deXstrata con 100 Mw, Quellaveco de Anglo American con 90 Mw y la ampliación de la minaCerro Verde de la Sociedad Minera Cerro Verde con 60 Mw. Sin embargo, el directivoenfatizó que no sólo se debe procurar que haya una mayor oferta de generación eléctricaen el sur peruano, sino que también se refuercen las líneas de transmisión eléctrica paraevitar problemas futuros de congestión.

Endesa lanza OPA por US$ 431 millones sobre sus filiales Edegel y Eléctrica dePiuraLima, set. 26 (ANDINA).- La transnacional Endesa lanzó una Oferta Pública deAdquisición (OPA) sobre el 24 por ciento del capital de sus filiales peruanas Edegel yEléctrica de Piura por un importe máximo aproximado de 431 millones de dólares, informóhoy la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de España.Como consecuencia de la toma de control de Endesa . por Enel y Acciona y poraplicación de la legislación peruana, Endesa requiere efectuar esta OPA sobredeterminadas filiales que cotizan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL).La obligación de la OPA es por las generadoras Edegel y Empresa Eléctrica de PiuraS.A., que poseen una capacidad conjunta de generación de algo mas de 1,600



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Megavatios (Mw), y la distribuidora Edelnor, que suministra electricidad a un millón declientes, principalmente en la parte norte de Lima y Callao.Dando cumplimiento a la referida obligación legal, el Consejo de Administración deEndesa acordó designar a la sociedad peruana Generalima, íntegramente participada por

su filial Endesa Latinoamérica, como entidad encargada del lanzamiento de las OPAsmencionadas.El pasado 19 de septiembre se fijó el precio de las OPAs de Edegel y Edelnor por las dosfirmas independientes designadas por la Comisión Nacional Supervisora de Valores(Conasev) para establecer el valor de las compañías, de acuerdo con la normativaperuana.La cantidad máxima, expresada en dólares a tipo de cambio vigente, que Generalimadebe pagar, de acuerdo con la valoración, es de aproximadamente 303 millones dedólares para el caso de Edegel y 128 millones de dólares para el caso de Edelnor.El plazo de aceptación de las OPAs sobre Edegel y Edelnor concluye el próximo día 31de octubre de 2008 tras lo cual se procederá a la liquidación de las mismas, en funcióndel grado de sus respectivas aceptaciones. En el caso de la tercera OPA, referida aEmpresa Eléctrica de Piura, queda pendiente de confirmación la valoración emitida

igualmente el 19 de septiembre pasado. De ratificarse los términos de la valoración,podría concluirse la compra del 24 por ciento del capital de dicha sociedad, por unmáximo de 34 millones de dólares, también dentro del cuarto trimestre del año.

MEM impulsa difusión de Guía de Etiqueta de Eficiencia EnergéticaLima, set. 28 (ANDINA).- Los Ministerios de Energía y Minas (MEM) y de la Produccióniniciarán esta semana una serie de seminarios para difundir la Guía de Etiqueta deEficiencia Energética y orientar debidamente al consumidor y al sector productivo sobre laeficiencia energética y administración de la demanda. El primer seminario se realizará ellunes 29 y martes 30 de septiembre, de 16.30 a 20.00 horas, en el Auditorio del Ministeriode la Producción, mientras que el segundo se llevará a cabo el lunes 6 y martes 7 deoctubre en el horario mencionado. Ambos eventos contarán no sólo con la exposición dereconocidos especialistas del medio, sino con la exhibición de un show room con los

principales fabricantes de equipos industriales eficientes. Asimismo, el día martes 30 deseptiembre, de 17.00 a 19.00 horas, en el auditorio del MEM tendrá lugar una reunión conlas principales empresas fabricantes e importadoras de electrodomésticos del país, parala presentación de la Guía de Etiqueta de Eficiencia Energética. Con esta guíael consumidor podrá determinar rápidamente qué producto consume mayor o menorenergía, entre otras características que deben ser consideradas al momento de elegir ohacer una compra. "Esta información será en adelante, de gran utilidad para las familiasperuanas porque les permitirá adquirir conscientemente el artefacto que consume menoselectricidad y, en consecuencia, lograr un sustancial ahorro en el pago mensual querealizan por este servicio. No hacer en el futuro ninguna compra a ciegas, es la invocaciónque se hace a los hogares", dijo el ministerio.El MEM a través de la Dirección General de Electricidad (DGE), es el ente encargado depromover el Uso Eficiencia de la Energía en el país, con la finalidad de lograr el desarrolloenergético sostenible. En adelante, según lo dispone la Ley de Promoción del UsoEficiente de Energía (Ley N° 27345), los equipos y artefactos que requieran suministro deenergéticos incluirán en sus etiquetas, envases, empaques y publicidad, la informaciónsobre su consumo energético en relación a los estándares de eficiencia energética, bajoresponsabilidad de sus productores y /o importadores. Asimismo, el numeral 3.2 delartículo 3° de la referida ley, señala que la aplicación de esta disposición para cada tipode equipo y artefacto requerirá la previa aprobación de las pautas y lineamientos quecorrespondan por parte de la Comisión de Represión de la Competencia Desleal delInstituto de Defensa del Consumidor y de la Propiedad Intelectual (Indecopi) Además, la



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determinación de sus estándares de consumo energético por parte de lascorrespondientes Direcciones Generales del MEM.

MEM afirma que inversiones brasileñas para generar electricidad se mantendránpese a crisis financiera ; Lima, oct. 01 (ANDINA).- Las inversiones brasileñas queservirán para aumentar la oferta de energía eléctrica a nivel nacional se mantendrán pesea la crisis financiera originada en Estados Unidos, manifestó hoy el viceministro deEnergía, Pedro Gamio. “Las fuentes de financiamiento que provengan de Estados Unidosen alguna medida se van a retraer, pero en este caso estamos hablando de capitales deBrasil que tienen una estrategia para diversificar su matriz y están apostando a que unporcentaje pequeño de esta diversificación sea en alianza con Perú”, señaló. Recordó querecientemente la compañía estatal eléctrica brasileña Electrobras confirmó la ejecución decinco proyectos hidroeléctricos de mayor potencia en Perú. Señaló que es factible quedos de estos proyectos, la central hidroeléctrica de Inambari (Madre de Dios) y la centralhidroeléctrica de Paquitzapango (Junín), entrarían en operaciones a partir del 2014. “Parala construcción de la central hidroeléctrica de Inambari se necesitaría aproximadamenteuna inversión de 2,000 millones de dólares, y tendría una potencia de 1,355 megavatios(Mw)”, comentó. Agregó que la construcción de la central hidroeléctrica de Paquitzapangogeneraría una potencia de 1,379 Mw, pero aún no se ha definido cuánta inversiónrequerirá su ejecución.El proyecto de Inambari ya tiene concesión temporal y en el caso de Paquitzapango sehan iniciado trámites para solicitar dicha concesión, puntualizó. “Entonces se haanunciado que en el 2014 entrará en operaciones el primer proyecto y esto es importanteporque ya implica metas concretas y unos estudios que ya se están ejecutando”, indicó aVisión Económica de TV Perú. Comentó que Estados Unidos es el principal compradordel mundo y, al atravesar una crisis económica, definitivamente tendrá un impactonegativo en las demás economías como la peruana, sin embargo, aseguró que Perú tienecómo defenderse de los posibles efectos negativos. “En la eventualidad que comiencen abajar algunos precios de los minerales (como ya se está dando), un gran factor paramitigar la caída de los ingresos será la exportación de crudo”, indicó.El viceministro destacó que Perú está llevando adelante importantes programas deexplotación de crudo que le permitirán en el futuro su exportación. “Con la participación dela compañía francesa Perenco en el Lote 67, sumada a la explotación del Lote 39 querealice Repsol (ambos ubicados en Loreto), tendremos de nuevo excedentes exportablesen un futuro cercano”, dijo. Sostuvo además que la cartera de exportaciones peruanasdepende sólo es un porcentaje del mercado estadounidense, pero se tiene que hacer todolo necesario para fortalecer el mercado interno y que las fuentes energéticas del paíssean lo menos onerosas posibles. Finalmente, recordó que en la actualidad hay unpotencial hidroenergético de 60,000 Mw, sin embargo, sólo se utiliza un cinco por ciento.

Primera subasta para energías renovables corresponderá a una potencia de 500Mw; Lima, oct. 02 (ANDINA).- La primera subasta para proyectos de energíasrenovables corresponderá a una potencia de 500 megavatios (Mw), con un factor deplanta no menor de 0.30, señala el reglamento de la Ley para Promover la Generación deElectricidad con Energías Renovables, publicado hoy mediante decreto supremo por elMinisterio de Energía y Minas (MEM). Esta norma declara de interés nacional eldesarrollo de nueva generación eléctrica mediante el uso de los Recursos de EnergéticosRenovables (RER). Además, establece que las energías renovables tengan unaparticipación de hasta cinco por ciento en el consumo nacional de electricidad durante losprimeros cinco años. Los RER son recursos tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico



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y mareomotriz, y tratándose de energía hidráulica cuando la capacidad instalada nosobrepasa los 20 megavatios (Mw). Esta ley tiene por objetivo mejorar la calidad de vidade la población y proteger el medio ambiente mediante la promoción de la inversión en laproducción de electricidad. Dentro de 60 días a partir de la publicación del reglamento, el

Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac)propondrá al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) losprocedimientos necesarios para la aplicación de la ley. Además, dentro de 90 días elOsinergmin aprobará los procedimientos necesarios para el cumplimiento de su función,señala la norma.También precisa que las subastas serán convocadas con una periodicidad no menor dedos años. Asimismo, las bases de los procesos de subasta para la generación deelectricidad con RER serán elaboradas por el MEM y aprobadas por resolución delviceministro de Energía. Con una anticipación no menor de 30 días calendario a la fechade convocatoria prevista para la subasta, el MEM publicará en su portal de Internet elproyecto de bases correspondiente. De otro lado, el reglamento establece el cobro de unaprima en las tarifas eléctricas como un incentivo para atraer más inversiones y lapromoción para la generación de energías renovables. El cargo por prima que pagaránlos usuarios a través del peaje por conexión será fijado anualmente por el Osinergminteniendo en cuenta el monto por concepto de prima, determinado como la diferencia entrela valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente tarifa deadjudicación y valorización. A nivel nacional hay 34 proyectos eólicos con concesióntemporal, además 13 proyectos hidroeléctricos de concesión definitiva, 11 de mayorpotencia y 23 de concesión temporal.

Zona norte concentra mayoría de proyectos de energía eólica en el país, destacaMEM; Chiclayo, oct. 03 (ANDINA).- La zona norte concentra la mayoría de proyectos deenergía eólica (energía generada por el viento) en el país, destacó el asesor del directorGeneral de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Waldo La MadridCastillo, tras resaltar que el Gobierno promueve la inversión en energías renovables a fin

de diversificar la matriz energética del Perú. “Hay 34 proyectos en cartera, de los cualesla mayoría se concentra en la zona norte que está generando un gran entusiasmo en lospromotores de estas iniciativas”, afirmó en diálogo con la agencia Andina. Dijo que eltrámite formal para toda central es ir al MEM y conseguir sus permisos, seanautorizaciones o concesiones. “Hay una gran cantidad de proyectos con energía eólicaque ya han obtenido sus permisos”, acotó. Sostuvo que es el inversionista privadointeresado el que tiene que financiar la adquisición de las máquinas y la instalación delequipo eléctrico. La Madrid Castillo resaltó que lo primero para hacer una inversióneficiente en energía eólica es ubicar una zona donde hay buen y frecuente viento. “Lazona norte es propicia para esta inversión desde Tumbes hasta Lambayeque y parte deÁncash”, afirmó.Recordó que la producción de energía eólica se registra tras el aprovechamiento delviento que mueve las aspas del molino. “Esa energía que hace rotar las aspas se utilizanpara mover un generador. Los generadores mueven conductores en un campomagnético. En este caso sería la fuerza del viento la que produciría ese movimiento”,explicó. El funcionario refirió, asimismo, que el Gobierno ha emitido una ley que favoreceel uso de estas unidades. “Van a tener un privilegio frente a las otras plantas, porqueestando instaladas de todas maneras se va a permitir que operen con una tarifa especialque debe ser calculada por Osinerming y que debe ser suficiente como para querecuperen su inversión”, anotó. Posteriormente, agregó, se convocará a una licitaciónpara presentarse los que construyan estas centrales. Destacó que la ley prevé que hastaun 5 por ciento de la demanda nacional puedan ser cubierta por las energías renovables,



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en la cual está inmersa la energía eólica así como la de paneles solares que captan elcalor del sol. Indicó que el Gobierno promueve la inversión en energías renovables a finde diversificar la matriz energética del país. En otro momento, refirió que la demanda deenergía crece anualmente en un 10 por ciento en el país. “Esto quiere decir 400

megavatios más por año. Calculo que al finalizar este año lleguemos a los 4 mil 300megavatios de demanda de energía”, indicó.

Refirió que tras proyectarse un crecimiento en el país, se ha encargado a la empresaestatal ElectroPerú que instale 300 megavatios de acá a abril del próximo año, a fin deresolver el incremento de la demanda que habría en 2009. El funcionario ofreció estosalcances tras participar en la IV Convención de Empresas Distribuidoras Eléctricas-Fonafe que reúne hasta mañana sábado en la ciudad norteña a directores, autoridades,profesionales y técnicos de las empresas eléctricas del país. Además, fue inaugurada unaexpoferia en la que además de la exposición de productos y equipos de las principalesmarcas de la industria eléctrica mundial, se realiza un ciclo de exposiciones yconferencias técnicas sobre los avances de las ciencias y la tecnología en el marco de laenergía eléctrica a nivel mundial.

Osinergmin propone otorgar nuevos incentivos para incrementar inversiones enhidroeléctricas; Lima, oct. 07 (ANDINA).- El presidente del Organismo Supervisor de laInversión en Energía y Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, propuso hoy otorgar dosnuevos incentivos y dar aún más incentivos para incrementar la inversión en centraleshidroeléctricas y, de esta manera, asegurar la generación de energía eléctrica en lospróximos años. “Ya se ha dado un incentivo como premio para incrementar lasinversiones en la construcción de centrales hidroeléctricas, pero debieran darse más paraasegurar el abastecimiento de electricidad en los próximos años”, indicó. En junio pasadoel Poder Ejecutivo emitió un decreto legislativo que establece que las inversiones enactividades de generación eléctrica a base de recursos hídricos o de otros recursosrenovables, gozarán del beneficio tributario del régimen de depreciación acelerada paraefectos del Impuesto a la Renta. Señaló que su despacho ha propuesto como segundaalternativa la promoción de las inversiones en nuevas centrales hidroeléctricas a través deconcesiones en paquetes en la región oriental del país. “Aquí el Estado podría licitar lotesque ya cuenten con su respectivo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y con su derechode aguas establecido. Esto daría mucha mayor confianza a los inversionistas que quierenconstruir centrales hidroeléctricas”, explicó a Radio Nacional.Otra propuesta del Osinergmin es que se sinceren los costos de la inversión en laconstrucción de estos proyectos al momento de fijar las tarifas, comentó Dammert.“Estamos viendo cómo ajustar la parte de la tarifa que se llama la potencia en costo deinversión (lo que se gasta en la operación de las centrales hidroeléctricas para sincerarlos costos de la inversión). Me parece que esa parte requiere un reajuste, pero tenemosque ver cómo se hace porque tiene que ser bien equilibrada”, dijo. De esta manera,consideró que no sería adecuado por ahora subir el precio del gas natural para la

generación eléctrica, tal como lo piden las empresas del sector, ya que eso generaría unimpacto negativo en las tarifas eléctricas que pagan todos los consumidores a nivelnacional. Hace unos días el gerente general de Enersur, Patrick Eecklers, sugirió elevar elprecio del gas natural para generación eléctrica para desalentar la inversión entermoeléctricas e impulsar los proyectos hidroeléctricos. Al respecto, Dammert dijo quelas tarifas de gas natural no están subsidiadas pues un subsidio es cuando el Estadopone dinero para que baje un precio, pero en este caso hay un contrato con Pluspetrol enel que se compromete por un buen número de años a vender gas natural a un dólar (peroahora está a 1.40 dólares), mientras que en el mercado internacional llega hasta nuevedólares.



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Más de 10 mil pobladores de La Libertad contarán con servicio de energía eléctrica;Trujillo, oct. 03 (ANDINA).- El presidente del Fondo Nacional de Financiamiento de laActividad Empresarial del Estado (Fonafe), Martín Sifuentes, anunció la electrificación de34 localidades de los distritos de Laredo, Poroto y Simbal (La Libertad), donde viven unos

diez mil 700 pobladores. Comentó que la Empresa Regional de Electricidad HidrandinaS.A. ha enviado el proyecto de preinversión Laredo-Poroto-Simbal II Etapa al FondoNacional de Electrificación Rural (Foner) para su evaluación y en cinco mesesempezarían las obras. Según Sifuentes, esta iniciativa será la continuación del proyectode Electrificación Laredo I, que beneficia a otras 30 localidades de la zona. “Estamoscumpliendo el objetivo de gobernar para los más pobres y estamos haciendo justiciadotando de energía eléctrica a todos los pobladores que no fueron considerados en elproyecto de electrificación Laredo I”, indicó.Las poblados que se beneficiarán con este proyecto son Campiña La Merced (partes altay baja), La Merced III Etapa-Sector A, La Merced III-Etapa Sector B, San Carlos, SanIdelfonso, Conache-Sector El Arenal, Los Algarrobos de Conache, Cacique (parte baja),La Isla, Chacarilla Barraza y Chanchamayo. Además, El Quinto, Galindo, Caballo Muerto,Cerro Blanco-Sector La Granja, Espino Limón, Quirihuac (parte alta), Menocucho-SectorEl Bosque, Santa Rosa (parte baja), Cerro La Cruz, Kuélap, La Capilla, Poroto, CasaBlanca, Campo de Piura, Lomas del Panteón, Huayabito, El Arquito, Cajamarca, CerroPrieto, Collambay, El Olivar, Mucha y Huangabal. El presidente del Fonafe consideró quela energía eléctrica se transformará en un eje dinámico de gran desarrollosocioeconómico y cultural para la zona.

MEM otorga a Soleol concesiones temporales para generación eléctrica eólica enAncash, Lima y La Libertad ; Lima, oct. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas(MEM) otorgó a la empresa Soleol concesiones temporales para desarrollar estudiosrelacionados a la actividad de generación de energía eléctrica eólica en losdepartamentos de Ancash, Lima y La Libertad. De esta manera, desarrollará los estudiosrespectivos para la futura Central Eólica Casma, para una capacidad instalada estimada

de 50 megavatios (Mw), los cuales se realizarán en los distritos de Casma y ComandanteNoel, provincia de Casma, departamento de Ancash. También desarrollará los estudiosrespectivos para la futura Central Eólica Huacho, para una capacidad instalada estimadade 50 Mw, los cuales se realizarán en el distrito de Huacho, provincia de Huaura,departamento de Lima. Finalmente, desarrollará los estudios respectivos para la futura Central EólicaPacasmayo, para una capacidad instalada estimada de 50 Mw, los cuales se realizaránen los distritos de Jequetequepe y Pacasmayo, provincia de Pacasmayo, departamentode La Libertad. Todos los estudios que realizará Soleol tendrán un plazo de dos añoscontados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetandolas normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando elpatrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligacionesestablecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legalespertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con lasobligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de losestudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección Generalde Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.

MEM otorga a Energía Eólica otra concesión temporal para generación eléctricaeólica de 240 Mw; Lima, oct. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM)otorgó a la empresa Energía Eólica una concesión temporal para desarrollar estudiosrelacionados a la actividad de generación de energía eléctrica eólica en la futura Central



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Eólica Parque Punta Lomas, para una capacidad instalada estimada de 240 megavatios(Mw). Los estudios mencionados se desarrollarán en los distritos de Lomas y BellaUnión, provincia de Caravelí, departamento de Arequipa y tendrán un plazo de dos añoscontados a partir de hoy.

El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y deseguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de lanación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley deConcesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido elplazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en lasolicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento delcronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) delMEM ejecutará la garantía otorgada. De otro lado, el MEM aprobó la modificación de laconcesión temporal a favor de Energía Eólica para realizar los estudios relacionados a laactividad de generación de energía eléctrica eólica en la futura Central Eólica Parque Ilo,consistente únicamente en la ampliación del área de estudio. Dicha central tendrá unacapacidad instalada de 240 Mw y los estudios se realizarán en los distritos de Ilo y ElAlgarrobal, provincia de Ilo, departamento de Moquegua, por un plazo de dos añoscontados a partir de agosto último, cuando se le otorgó la concesión.

MEM autoriza a Fénix Power Perú a construir planta termoeléctrica de 596.7 Mw enChilca; Lima, oct. 11 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaautorización por tiempo indefinido a la empresa Fénix Power Perú para desarrollar laactividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la Central TérmicaChilca que tendrá una potencia instalada de 596.7 Megavatios (Mw). Según unaresolución del MEM, publicada hoy, la planta se ubicará en el distrito de Chilca, provinciade Cañete del departamento de Lima y está previsto que su funcionamiento sea bajo lamodalidad de ciclo combinado. La empresa deberá construir las obras descritas en susolicitud de autorización, según el Cronograma de Ejecución de las Obras, que contemplaun plazo de ejecución de 36 meses, contados a partir de la vigencia de la resolución. Lafalta de ejecución de dichas obras de acuerdo con el Cronograma de Ejecución,conllevará a la cancelación de la autorización. La titular de dicha autorización estáobligada a operar cumpliendo las normas técnicas y de seguridad, preservando el medioambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimientode las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas. La DirecciónGeneral de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM aprobó el respectivo Estudio deImpacto Ambiental (EIA) para la central térmica de Fénix Power Perú. Mientras que laDirección General de Electricidad del ministerio aprobó el respectivo informe paraautorizar la construcción de la planta luego de haber verificado y evaluado que lapeticionaria ha cumplido con los requisitos establecidos en la Ley de ConcesionesEléctricas.

MEM otorga a Swiss Hydro concesión temporal para central hidroeléctrica Retamalde 188.59 Mw; Lima, oct. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgóhoy una concesión temporal a favor de Swiss Hydro para desarrollar estudios a nivel defactibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futuracentral hidroeléctrica Retamal con una potencia instalada estimada de 188.59 megavatios(Mw).Dichos estudios se realizarán en los distritos de Machupicchu y Ollantaytambo, provinciade Urubamba, departamento de Cusco, por un plazo de 12 meses contados a partir dehoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicasy de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural



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de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley deConcesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido elplazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en lasolicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del

cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) delMEM ejecutará la garantía otorgada.

Soleol obtiene dos concesiones temporales para futuras centrales eólicas en Ica yLa Libertad; Lima, oct. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgóhoy dos concesiones temporales a favor de la empresa Soleol para desarrollar estudiosrelacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en dos futuras centraleseólicas ubicadas en Ica y La Libertad. En el caso de la Central Eólica Poroma, quetendría una capacidad instalada estimada de 50 megavatios (Mw), los estudios serealizarán en el distrito de Marcona, provincia de Nazca, en el departamento de Ica.Mientras que en el caso de la Central Eólica San Pedro de Lloc, para una capacidadinstalada estimada de 50 Mw, las investigaciones se realizarán en los distritos de SanPedro de Lloc y Ascope, provincias de Pacasmayo y Ascope, en el departamento de LaLibertad. Cabe señalar que el 8 de octubre último el MEM otorgó a esta empresa tresconcesiones temporales para estudios de generación de energía eléctrica eólica en losdepartamentos de Ancash, Lima y La Libertad, por un total de capacidad instaladaestimada de 150 Mw.Los mencionados estudios se realizarán en las futuras centrales eólicas de Casma,Huacho y Pacasmayo, cada una de 50 Mw, por un período de 24 meses contados desdeesa fecha. Según la resolución de hoy, los estudios que realizará Soleol para lasconcesiones de las centrales eólicas de Poroma y San Pedro de Lloc tendrán un plazo deduración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizarlos estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medioambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberácumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su

reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses elconcesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión,respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución deestudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantíaotorgada.

BID estima que alcanzar eficiencia energética en Perú costaría US$ 429 millonesLima, oct. 23 (ANDINA).- El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) ha estimado queen Perú se tendrían que gastar 429 millones de dólares para alcanzar la eficienciaenergética y permitir una mejor atención del aumento de la demanda, informó hoy elviceministro de Industria, Carlos Ferraro. “Si Perú no mejora su eficiencia se van anecesitar 1,400 millones de dólares para construir el equivalente a ocho turbinas degeneración termoeléctrica en ciclo abierto para abastecer el aumento de la demanda”,agregó. En ese sentido, manifestó que el país, sus habitantes e industrias, deben optarpor mejorar la eficiencia energética y para ello se requiere implementar los mecanismosque ha aprobado el Ministerio de Energía y Minas (MEM) pero que aún no sonimplementados. Añadió que en el caso de las industrias peruanas se puede optar por lacogeneración eléctrica, ya que en la actualidad sólo existe una empresa en el país queemplea este mecanismo en sus operaciones para reducir sus costos energéticos.La cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamenteenergía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria, hielo, agua fría yaire frío, entre otros). “Muchas veces se produce la energía en Perú pero no se utiliza de





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hidroeléctrica y medidas complementarias para garantizar el abastecimiento eléctrico.“Con respecto al esquema de formación de precios, se requiere fundamentalmente tarifasque remuneren óptimamente los costos de inversión y los costos marginales”, explicó.

MEM otorga a Swiss Hydro plazo de diez meses para estudios de generaciónhidroeléctrica en San Gabán IV ; Lima, oct. 30 (ANDINA).- El Ministerio de Energía yMinas (MEM) otorgó hoy a la empresa Swiss Hydro una concesión temporal por diezmeses para desarrollar estudios de factibilidad relacionados a la generación de energíaen la futura central hidroeléctrica San Gabán IV, la cual estaría ubicada en Puno. Cabeseñalar que el 26 de abril pasado el MEM ya había otorgado a Swiss Hydro un plazo dediez meses (debía vencer en diciembre), para la realización de dichos estudios para SanGabán IV. Dicha central tendría una potencia instalada de 204 megavatios (Mw) y estaríaubicada entre los distritos de Ollachea, Macusani y Corani, provincia de Carabaya en eldepartamento de Puno. El MEM señala que Swiss Hydro presentó una resolución deIntendencia del Instituto Nacional de Recursos Naturales (Inrena), de fecha 7 de agostodel 2008, que autoriza la ejecución de los estudios para el aprovechamiento del recurso

hídrico de los ríos Macusani y Corani, con fines de generación eléctrica en dicha futuracentral. El concesionario deberá realizar los estudios respectivos respetando las normastécnicas de seguridad, preservando el medio ambiente y el patrimonio cultural de laNación. Si vencido el plazo de diez meses el concesionario no cumpliera con lasobligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y alcumplimento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General deElectricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. El 16 de octubre último elMEM también otorgó una concesión temporal a favor de Swiss Hydro para desarrollarestudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energíaeléctrica en la futura central hidroeléctrica Retamal con una potencia instalada estimadade 188.59 megavatios (Mw) en el Cusco.

Capacidad de generación de electricidad todavía no alcanza nivel óptimo de 25%,

afirma Osinergmin; Lima, oct. 30 (ANDINA).- La capacidad de generación de energíaeléctrica todavía no alcanza su nivel óptimo, lo que podría causar problemas dedesabastecimiento de energía eléctrica el próximo año, advirtió hoy el OrganismoSupervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). "Lo importante para que nose repitan los problemas de desabastecimiento de electricidad es que por lo menos hayasuficiente capacidad de generación y, hasta el momento, no la tenemos", indicó elpresidente del Osinergmin, Alfredo Dammert. Precisó que en la actualidad las reservas degeneración eléctrica oscilan entre un diez y 15 por ciento, pero el nivel óptimo sería de 25por ciento. "Con el nivel actual, que está por debajo del punto óptimo, cuando ocurre unafalla en el sistema hay menos rapidez para resolver cualquier problema", puntualizó.Señaló que un segundo tema en el que se debe trabajar para evitar cualquier problemaen el sector eléctrico en los próximos años es en la ampliación de la capacidad del ductode Camisea. Recordó que esta ampliación servirá para que el ducto llegue a transportar1,000 millones de pies cúbicos de gas natural y pueda atender satisfactoriamente lademanda del sector industrial, como la de generación eléctrica, y que se prevé estará listaentre los años 2012 y 2014. Asimismo, aclaró que las grandes dificultades que este añose produjeron, es decir los cortes de energía eléctrica, fueron poco significativos. "Sianalizamos los cortes, se debieron a fallas y no fueron por escasez. Indudablemente, alno existir un respaldo grande, estas fallas se han sentido más que en otras situaciones,pero no han sido recortes o apagones por escasez", puntualizó. De otro lado, Dammertindicó que el Osinergmin ya tiene casi lista la normativa para la fiscalización de la ventade diesel con biocombustibles en dos por ciento que regirá a partir del primero de enerodel 2009.



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No obstante, se necesita que el Poder Ejecutivo implemente una normativa específica encuanto a la producción de biocombustibles, precisó en el marco de la 46 ConferenciaAnual de Ejecutivos (CADE), que se lleva a cabo en Lima y que tiene como tema principalla Reforma del Sector Privado. "La producción de biocombustibles es nueva, tenemos que

hacer que las empresas cumplan con la normativa de medioambiente pero eso reciénestá comenzando. Esta normativa contemplará, por ejemplo, la forma como vemos lacalidad puesto que la calidad de un combustible tiene ciertos parámetros", concluyó.

MEM impulsará intensamente subastas de compra de energía de hasta 20 años paraevitar desabastecimiento; Lima, oct. 31 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas(MEM) impulsará intensamente la realización de subastas de compra de energía eléctricade 15 a 20 años por parte de las empresas de distribución para evitar alguna crisisenergética que afecte el normal abastecimiento, informó hoy el ministro del sector, PedroSánchez.“Hay una serie de medidas que prevé el marco regulatorio actual y son las que se van aimplementar muy intensamente en los próximos meses, como licitar la compra de energíapara las distribuidoras”, indicó. Manifestó que este mecanismo permitirá que se defina larealización de nuevas inversiones en plantas de generación eléctrica durante los próximosdos años. “No se requiere ninguna nueva legislación sino simplemente aplicar lalegislación existente, por eso vamos a licitar la compra de energía para las distribuidorasporque eso está previsto en la ley”, comentó. Mencionó que a la fecha sólo se hanrealizado subastas de compra de electricidad de corto plazo (cinco años), lo cual nopermite atraer inversionistas nuevos a Perú y los actuales no desarrollan sus proyectos encartera. “En los próximos meses sería la primera subasta de largo plazo porque notenemos tiempo y tiene que ser ahora”, declaró luego de participar en la mesa de debate“Energía: Necesidad de una política de largo plazo” que se realizó en el marco de la 46Conferencia Anual de Ejecutivos (CADE). Por otro lado, respaldó el alza de tarifaseléctricas en diez por ciento que dispuso el Organismo Supervisor de la Inversión enEnergía y Minería (Osinergmin) para el mes de noviembre, ya que el regulador ha hechotodas las evaluaciones que corresponden y se ajusta a las circunstancias actuales delsistema eléctrico peruano. El ministro indicó que se espera que dicha alza tenga unimpacto en la inflación ya que se trata de valores que son importantes. “Pero es unamedida que se tiene que tomar con miras al largo plazo, lo que no queremos es generarque se acumule déficit o impactos en las empresas y que eso se traduzca en un deteriorode la calidad del servicio eléctrico”, enfatizó.

Luz del Sur invierte US$ 40 millones este año en mantenimiento de redesLima, nov. 05 (ANDINA).- La empresa de distribución eléctrica Luz del Sur invierte esteaño 40 millones de dólares en el mantenimiento de sus redes eléctricas en la zona sur yeste de Lima, señaló el subgerente de Relaciones Corporativas, Hans Berger. “Lasinversiones de Luz del Sur están guiadas para mejorar la calidad del servicio quebrindamos así como para atender la creciente demanda de energía eléctrica”, declaró a la

agencia Andina. En ese sentido, indicó que recientemente la empresa ha colocado 2,000conexiones eléctricas en el asentamiento humano Manchay (Cieneguilla), donde lasproyecciones para finales de año superan los 5,000 pobladores con luz eléctrica. “Lainversión que hacemos resulta necesaria para atender los requerimientos de energía delpaís pues la mejora de Perú en términos de salud económica también implica una mayordemanda por electricidad”, dijo. En este contexto, comentó que el consumo doméstico eindustrial son los que registran las mayores tasas de crecimiento, seguida del consumocomercial.



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“Esto es impulsado básicamente por el boom de la construcción pues donde antes habíauna sola vivienda para cuatro o cinco personas, ahora existen o se están desarrollandoproyectos inmobiliarios que concentrarán a más de 100 personas”, anotó. Refirió ademásque al aumentar el poder adquisitivo de la población, ésta tiende a comprar mayor número

de electrodomésticos u otros aparatos que requieren energía eléctrica, lo que hacenecesario aumentar la capacidad de las redes. “Teniendo en cuenta estos factores,estamos evaluando el monto de inversión para el próximo año, el cual dependerá decómo va la demanda de energía en nuestras zonas de influencia, aunque casi siemprenuestra inversión bordea los 40 millones de dólares”, mencionó. A la fecha Luz del Surcuenta con unos 741,424 clientes y tiene presencia en 30 distritos de Lima Metropolitana,una parte de la provincia de Cañete (Chilca, San Antonio, Mala, Santa Cruz de Flores,Calan y Asia) y Huarochirí. Sus ventas anuales superan los 385 millones de dólares, loque la convierte en una de las más importantes empresas del país, y uno da lasprincipales distribuidoras eléctricas de América Latina.

Estado obtuvo S/. 134 millones por OPA de acciones en EdegelLima, nov. 05 (ANDINA).- El Estado obtuvo 134 millones 2,400 nuevos soles por laOferta Pública de Adquisición (OPA) de las acciones comunes de su propiedad en laEmpresa de Generación Eléctrica (Edegel), informó hoy la Agencia de Promoción de laInversión Privada (ProInversión). El Estado puso a la venta 101 millones 943,682acciones comunes con derecho a voto que poseía en Edegel, a través de la adhesión a laOPA que convocó Endesa sobre el 24 por ciento que no controla de tres filiales peruanaspor un importe máximo de 465 millones de dólares. Las acciones vendidas del Estadoascendieron a 81 millones 708,781, equivalentes al 3.562 por ciento de un total de 4.9395por ciento que poseía el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarialdel Estado (Fonafe) en la empresa eléctrica. El precio de adjudicación por acción fue de1.64 soles por acción y, como producto de la operación realizada, actualmente el Estadoposee un remanente de 31 millones 586,736 acciones comunes de Edegel. ProInversiónindicó que aún no se ha definido en qué fecha se procederá a la venta del resto deacciones que aún mantiene en esta empresa; y, los ingresos obtenidos por esta venta,serán transferidos al Fonafe. Edegel es una empresa generadora de electricidadconformada por siete plantas hidroeléctricas y dos centrales de generación térmica conuna potencia efectiva total de 1,457 megavatios (Mw) que forman parte del SistemaInterconectado Eléctrico Nacional (SEIN). El principal accionista de Edegel esGenerandes Perú con un 55.4 por ciento de patrimonio, empresa controlada por el GrupoEndesa de España (a través de Endesa Internacional).

Ejército de EE.UU. donó al Perú equipos para dar energía eléctrica a zonas alejadas;Lima, nov. 07 (ANDINA).- El Ejército de los Estados Unidos donó al Perú tres modernosequipos generadores de energía eléctrica, valorizados en unos 100 mil dólares, quepermitirán dotar de electricidad a las bases militares peruanas situadas en las zonasalejadas del país y a las comunidades aledañas. Estas turbinas de alta tecnología,diseñadas por la Universidad Internacional de Florida, son capaces de producir entre 110y 220 voltios gracias a la energía hidráulica, es decir, su funcionamiento solo requiere dela energía de los ríos o de la caída natural de aguas. Dos de estos equipos de centraleshidroeléctricas se encuentran en sus respectivos módulos de prueba instalados en elCentro Agropecuario y Remonta del Ejército Peruano, en Caraz (Ancash). El tercero estáen la sede de la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI), en Lima, donde hoy se hizooficial la entrega. Su uso permitirá, por ejemplo, iluminar un colegio de una zona rural odar energía eléctrica a un poblado pequeño que no supere los 100 habitantes y que utilicefocos ahorradores, indicó Julio Kuroiwa, director del Laboratorio Nacional de Hidráulica de



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la citada casa de estudios. Con la aplicación de esta tecnología, no solo se podrácapacitar a la comunidad universitaria y realizar investigaciones por parte del EjércitoPeruano, sino también se podrá proporcionar energía suplementaria durante lasoperaciones de bases militares y en caso de desastres. “Estos equipos usan la energía

hidráulica para producir energía eléctrica y cargan unas baterías que tienen un consumode energía alterna. Su orientación es básicamente social para las poblaciones menosfavorecidas y con menos posibilidades de desarrollo”, añadió Kuroiwa a la agenciaAndina. La transferencia oficial de estos equipos de plantas de poder ribereño se realizóen el auditorio del Laboratorio de Hidráulica de la UNI y contó con participación derepresentantes de los ejércitos peruano y norteamericano, así como de autoridadesuniversitarias.Por su parte, el rector de la UNI, Aurelio Padilla, destacó que esta entrega que seenmarca en el Programa de Intercambio de Información para Países del HemisferioOccidental. Añadió que esto permitirá una mayor interacción entre la UNI y la sociedadcivil y militar. “Con esto, el Ejército tiene el propósito de llevar energía renovable y limpia alugares difíciles para mejorar la calidad de vida de las poblaciones y así promover eldesarrollo humano”, manifestó la máxima autoridad universitaria.

Jefe del Estado inaugura hoy en Áncash obras de electrificación ruralLima, nov. 11 (ANDINA).- El Presidente de la República, Alan García Pérez, viaja hoy ala Región Áncash para poner en marcha obras que darán energía eléctrica a 172localidades rurales y que beneficiarán directamente a 29 mil 951 pobladores. Acompañanal Mandatario el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez; y el secretario general de laPresidencia, Luis Nava. A las 10:00 horas, el Jefe del Estado inaugurará en la localidadde Opayaco, distrito de San Marcos, provincia de Huari, Áncash, una de las más grandesobras de electrificación rural del Sistema Eléctrico Huari IV Etapa, que abarca a 29distritos en las provincias ancashinas de Antonio Raimondi, C. Fizcarrald y Huari, y en lasprovincias de Huacaybamba y Huamalíes de Huánuco. Dichas obras, que demandaronuna inversión de 13 millones 228 mil 753 nuevos soles, financiadas con recursos

provenientes de la empresa Antamina, dotarán de energía eléctrica a 77 localidades deÁncash y 47 localidades de Huánuco, mejorando la calidad de vida de 22,800 habitantesy 4,650 familias. En forma simultánea a esta actividad se inaugurarán las obras deelectrificación rural del Sistema Eléctrico Aija-Cotaparaco III Etapa, las cuales contaroncon una inversión de 4 millones 491 mil 610 soles y proveerán de suministro eléctrico a 48localidades de las provincias de Aija, Bolognesi, Huarmey y Recuay. Los beneficiarios deeste proyecto son 7,151 habitantes en 1,430 viviendas. De esta manera, el Presidentecontinúa inaugurando obras de electrificación rural que en dos años de gobiernobenefician a 938 mil peruanos de escasos recursos, quienes ya cuentan con electricidaden sus viviendas y suman 2,150 los pueblos electrificados.

China contempla construir nueve plantas nucleares en dos años; Beijing, nov. 12

(ANDINA).- China levantará nueve plantas eléctricas accionadas por energía nucleardurante los dos próximos años, de acuerdo con un anuncio de la Autoridad de EnergíaAtómica (AENC). Actualmente hay en construcción otras cuatro plantas se ese tipo, lo quemuestra el interés de China por reducir las emisiones de gas causantes del efectoinvernadero y lograr un desarrollo sostenible, declaró un funcionario de la AENC. Lamayor parte de la electricidad en China es producida en termoeléctricas accionadas porcarbón de hulla, un mineral altamente contaminante para el medio ambiente. Sinembargo, el país cuenta en su inmenso territorio con gigantescas reservas de carbón. Las11 plantas atómicas en funcionamiento en estos momentos tienen una capacidad de



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producción de 9,1 millones de kilovatios, lo que representa el 1,3 por ciento del total de laelectricidad disponible.Si todo marcha de acuerdo con los planes de la Autoridad de Energía Atómica, para 2020la capacidad subirá a 40 millones de kilovatios, equivalente en ese momento al cuatro por

ciento de la producción energética total. Para lograr este objetivo China necesitaríaacelerar la construcción de plantas nucleares a un ritmo cinco veces mayor que en losúltimos 20 años, según fuentes del sector. De las seis plantas para construccióninmediata, dos estarán en la provincia de Guangdong, dos en la de Zhejiang, una en la deFujián y otra en la de Shandong, todas en la costa este del gigante asiático. Las otras tresestarán situadas, en principio, en Hunán, Hubei y Jiangxi, provincias sin salida al mar.

Minag pide que Indecopi investigue si corresponde elevar precio de pan y leche poralza de tarifas eléctricas ; Tarapoto, nov. 13 (ANDINA).- El ministro de Agricultura,Carlos Leyton, afirmó hoy que corresponde al Instituto Nacional de Defensa de laCompetencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) investigar si el alzade las tarifas eléctricas en diez por ciento a partir de este mes de noviembre es razónsuficiente para subir los precios finales del pan y la leche. “Nosotros tenemos razones

para decir que no debería subir el precio de estos productos, o que el incremento queestán proponiendo los productores es demasiado”, indicó a la agencia Andina. Recordóque el Ministerio de Agricultura (Minag) podría intervenir e investigar el alza de precios sihubiera alguna razón vinculada a la producción agropecuaria, mientras que el Indecopi seencarga de ver los productos en los mercados.Mencionó que el hecho de que las tarifas eléctricas hayan subido en diez por ciento,técnicamente no debe significar que los precios del pan y la leche suban en esa mismaproporción para los usuarios. “Para decidir un alza de precios se tiene que fijar en toda laestructura de costos de productos y no sólo echarle la culpa a la electricidad, porque esees sólo un factor en la estructura de costos”, dijo. Asimismo, indicó que no hayposibilidades de que ocurran anomalías durante la campaña agrícola 2008 - 2009 comopara pensar que pueda ocurrir un alza de precios en los alimentos por una menorproducción. “Las campañas han comenzando en las zonas de la sierra y vamos a tenerrecursos”, dijo luego de reunirse con el presidente del gobierno regional de San Martín,César Villanueva, y autoridades de dicha región para abordar diversos proyectos decooperación para potenciar el sector agrícola de la región. Aunque no descartó queocurran ciertas dificultades en la producción de papa debido a la falta de lluvias, engeneral, se espera que la campaña agraria sea similar a la del período 2007 - 2008.Leyton mencionó que aún sigue latente la posibilidad de que la crisis económicainternacional pueda afectar la demanda de agroexportaciones peruanas en el mundopero, si bien algunos mercados podrían disminuir sus compras, existen otros que podránabrirse.

Minag se reunirá con industriales para evitar que incrementen precios de alimentospor alza de electricidad ; Lima, nov. 14 (ANDINA).- El Ministerio de Agricultura (Minag)

anunció hoy que buscará reunirse con los gremios industriales en el más breve plazo paraanalizar su estructura de costos y evitar así que los precios de los productos alimenticiosse incrementen debido al aumento de las tarifas eléctricas. “Estamos buscando reunirnosde inmediato con los sectores industriales porque todavía no han subido los precios de losproductos que fabrican pero, en el peor de los casos, sería después de realizarse el Forode Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC)”, manifestó el ministro de Agricultura,Carlos Leyton. Recientemente los industriales advirtieron que el aumento de las tarifaseléctricas, de entre diez y 20 por ciento desde este mes de noviembre, era razónsuficiente para subir los precios finales del pan y la leche.



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Leyton indicó que en esta reunión los técnicos del Minag y los empresarios de estossectores deberán analizar cuál es el real impacto de las tarifas eléctricas en sus procesosde producción.“Tenemos que ver cuál es la real estructura de precios que manejan los fabricantes, nopueden decir de forma mecánica que se tiene que subir los precios de la leche y del panen 20 por ciento porque la electricidad subió también en ese porcentaje”, sostuvo. En esesentido, exhortó a los gremios industriales a revisar sus costos y también a reconsiderarsu posición puesto que además deberían tomar en cuenta que los precios de loscombustibles derivados del petróleo han tenido una fuerte baja, lo cual también lesfavorece. “Tenemos conocimiento, y ya hay algunos anuncios de ciertos fabricantes, quevan a bajar los precios de otros productos alimenticios en un mes o mes y medio porqueha bajado el petróleo, y porque tienen condiciones para hacerlo”, dijo. No obstante,puntualizó que el tema de precios no es un asunto que compete directamente al sectorAgricultura sino más bien al Ministerio de la Producción. “Lo único que podemos hacercomo Minag es exhortarlos a que bajen los precios que ameritan, pero no noscorresponde ver temas de transformación”, apuntó el ministro. Recordó que el Minagpodría intervenir e investigar el alza de precios si hubiera alguna razón vinculada a laproducción agropecuaria, mientras que el Instituto Nacional de Defensa de laCompetencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) se encarga de verlos productos en los mercados. “Para decidir un alza de precios se tiene que fijar en todala estructura de costos de productos y no sólo echarle la culpa a la electricidad porquesólo es un factor en la estructura de costos”, dijo luego de exponer la política de su sectorpara el 2009 “Año del Desarrollo Agrario Nacional”.

MEM modificará lugar de planta termoeléctrica que se planeaba construir enMalvinas; Lima, nov. 17 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) modificaráel lugar en el que se ubicará la planta de generación termoeléctrica que una empresaprivada construiría para vender energía a Electroperú y que estaba planeado edificarse enMalvinas (en el Lote 88), donde se procesa el gas natural de Camisea, informó la Agencia

de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión). Cabe señalar que el pasado 21 deagosto el MEM encargó a ProInversión el proceso de promoción para la concesión de laconstrucción de una planta de generación termoeléctrica en Malvinas. Sin embargo, el jefe de Proyectos en Asuntos Eléctricos e Hidrocarburos de ProInversión, Luis Ortigas,explicó que este proceso de promoción aún no se ha iniciado porque el MEM va a definiruna nueva zona para la instalación de esta termoeléctrica. “No nos han dicho aún lanueva ubicación pero sí van a modificar el encargo que realizaron, eso nos hanadelantado”, manifestó a la agencia Andina. Este encargo fue realizado a solicitud de laempresa Electroperú que requiere contratar maquila a través de una planta térmica deciclo combinado que se ubicaría en Malvinas y se conectará con la subestación delMantaro mediante una línea de transmisión de 500 kilovatios (Kv). Según este esquema,Electroperú compraría gas natural al Consorcio Camisea y se lo entregaría a la empresaque se adjudique la construcción de la termoeléctrica, la cual le entregará la electricidad

generada por un pago predeterminado.Ortigas dijo que más bien sí se está avanzando en la subasta para asegurar la compra deenergía que generarán las centrales hidroeléctricas que ya cuentan con concesióndefinitiva pero que no han iniciado la construcción de estos proyectos, lo que permitiráasegurar un precio para la energía de estas centrales. “Estamos trabajando y creo que endiciembre tendremos todo listo para iniciar la promoción de este proceso y convocar lomás rápido que se pueda”, indicó. Para este proceso de promoción y de evaluacióneconómica ProInversión contratará a un banco de inversión que los asesore, selecciónque ya ha culminado siendo el único postor Latin Pacific Capital. Indicó que el Programa



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de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) está revisando los documentos paraotorgar la buena pro a este asesor. Según el MEM, entre los proyectos que podríanbeneficiarse con esta subasta de potencia de energía figuran las centrales hidroeléctricasPias I de 11 megavatios (Mw) en La Libertad, y las de Santa Rita de 255 Mw y Quitaracsa

de 112 Mw, ambas en Ancash. También la central Centauro de 25 Mw en Ancash,Marañón de 96 Mw en Huánuco, La Virgen de 58 Mw en Junín y Cheves de 159 Mw enLima. En Lima provincias también se ubican las centrales hidroeléctricas de Huanza de 86Mw, Morro de Arica de 50 Mw y El Platanal de 220 Mw.

Perú captaría inversiones por US$ 35,400 millones en próximos años en proyectosminero energéticos; Lima, nov. 20 (ANDINA).- Perú podría captar inversiones por35,400 millones de dólares con la ejecución de proyectos minero energéticos para lospróximos años, de los cuales 24,000 millones corresponden al sector minero, informó hoyel ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. Durante su participación en el foro“Invest in Peru”, que organizó la Agencia de Promoción de la Inversión Privada(ProInversión), indicó que la política minera en Perú se orienta decididamente a lapromoción del desarrollo sostenible, racional y competitivo del sector. “Hay libertad deacceso a las concesiones mineras y lo que se quiere principalmente es el fomento de lasrelaciones armoniosas entre las empresas y la sociedad civil.” Recordó que Perú es elprimer productor de oro, zinc, estaño y plomo a nivel latinoamericano; y que a nivelmundial es el primer productor de plata y el segundo productor de cobre. Precisó que porexportaciones mineras Perú captó 17,328 millones de dólares, lo que significó seis vecesel monto que se tenía hace diez años, y el 61.04 por ciento corresponde a envíos a laseconomías del Foro de Cooperación Económica Asia-Pacífico (APEC). El ministrosostuvo que la política energética en Perú tiene como principal objetivo garantizar elabastecimiento energético en un contexto de seguridad energética. “Se trata de ampliar lacobertura energética, de diversificar la matriz energética y promover el uso de las fuentesrenovables, así como de contribuir al crecimiento económico sostenible minimizando elimpacto ambiental.” También indicó que las oportunidades de inversión de corto plazo enproyectos de electricidad ascienden a un total de 3,400 millones de dólares. Precisó queen ese monto se consideran proyectos de generación eléctrica que comenzarán a operardespués de 2009, y proyectos de líneas de transmisión que serán convocados a licitaciónpróximamente. Finalmente, Sánchez dijo que los proyectos de inversión en el sectorhidrocarburos para los próximos años superan los 8,000 millones de dólares, de loscuales 3,800 millones corresponden al proyecto de exportación de gas natural licuado(GNL) de Perú LNG. Otros 1,500 millones de dólares corresponden al proyecto deexplotación de crudo pesado del Lote 67 de la empresa Perezco y 1,000 millones a lainstalación de plantas petroquímicas para la fabricación de amoniaco y urea. También1,300 millones de dólares para el gasoducto en las regiones del sur peruano y 1,000millones que se obtendrán entre los 61 contratos de licencia para exploración dehidrocarburos.

Legislación promueve la diversificación energética ante posible agotamiento derecursos; Lima, nov. 24 (ANDINA).- Ante la posibilidad del agotamiento de las fuentestradicionales de energía que abastecen actualmente el mercado, surge la necesidad deimplementar nuevas tecnologías que permitan el aprovechamiento de recursosrenovables en la generación de electricidad, en un marco de protección de la calidad devida y del medio ambiente. De ahí la decisión del Poder Ejecutivo de establecer el marcolegal y los incentivos tributarios para promover el aprovechamiento de recursosenergéticos renovables (RER), tales como biomasa y fuentes de energía eólica, solar,geotérmica, mareomotriz e hidráulica (esta última, con capacidad instalada no mayor a 20



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MW). En efecto, el Gobierno aprobó los D. Leg. Nº 1002 y 1058, respectivamente, asícomo el reglamento del primero (DS Nº 050-2008-EM), que fija, además de declarar deinterés y necesidad pública la generación eléctrica a partir de RER, las ventajas de quegozarán aquellas empresas generadoras que aprovechen estas energías, las que durante

los próximos cinco años participarán en el mercado de consumo nacional. Al respecto, laexperta en derecho energético, Carolina Sáenz Llanos, sostuvo que dichas normasofrecen importantes incentivos para la promoción de las energías renovables,especialmente de aquellas referidas a la depreciación acelerada, interconexión, despachoy comercialización. En el tema de comercialización, dijo, si bien las Generadoras RERcolocarán su energía en el mercado de corto plazo (mercado spot) al precio que sedetermine en este último–costo marginal–, el Estado les garantiza, durante un plazo nomenor a 20 ni mayor a 30 años, una tarifa de adjudicación por la venta de su energía. “Deresultar el precio definido por el mercado spot menor a la tarifa de adjudicación aseguradapor el Estado, las Generadoras RER tendrán derecho al pago de una prima que losequipare, la cual será cubierta por todos los usuarios como si se tratase de un peaje porconexión”, explicó la abogada. Además, el encargado de establecer esta tarifa y primaserá Osinergmin, considerando que ambos conceptos garanticen a las Generadoras RER

una rentabilidad no menor al 12%, al igual que las demás generadoras eléctricas.Medidas tributarias atractivasLas Generadoras RER gozarán de depreciación acelerada para efectos del Impuesto a laRenta (IR), aplicándose esta última a las maquinarias, equipos y obras civiles necesariaspara la instalación y operación de la central, siempre que éstos sean adquiridos y/oconstruidos a partir del 29 de junio del presente año, fecha del inicio de su vigencia, deconformidad con lo dispuesto por el D. Leg. Nº 1058. En consecuencia, la tasa anual dedepreciación será no mayor al 20%, pudiendo ser variada anualmente por lasGeneradoras RER, previa comunicación a la Sunat, sin que sea posible exceder dichoporcentaje, salvo en aquellos casos en que la Ley del IR autorice porcentajes globalesmayores, explicó la abogada Carolina Sáenz Llanos. Este último constituye el primer granpaso en la búsqueda de la diversificación de la matriz energética, a fin de asegurar el

abastecimiento confiable y oportuno de la demanda de energía, garantizando el respetopor la calidad de vida la protección del medio ambiente, manifestó.

- En el despacho, la ventaja para las Generadoras de RER es considerar su costo deproducción igual a cero, otorgándoseles prioridad en el despacho diario de cargaefectuado por el Comité de Operación Económica del Sistema (Coes), como garantíapara poder satisfacer la demanda de energía a diversas horas del día.- Sin la ficción del costo de producción igual a cero dado en el D. Leg. 1002, lasGeneradoras RER serían –tal vez– las últimas en el orden de prelación del despacho decarga, por el alto costo de generar energía a partir de recursos renovables, dijo Sáenz.- En la interconexión, de existir capacidad en los sistemas con el artículo 22 delreglamento del D. Leg.1002, las Generadoras RER que tengan características degeneración distribuidas y/o cogeneración pagarán por el uso de las redes de distribuciónúnicamente el costo incremental incurrido por el distribuidor, el que será determinado enfunción de las inversiones en mejoras, reforzamientos y/o ampliaciones de la red dedistribución para permitir la inyección de energía producida por las Generadoras RER.- El número creciente de concesiones temporales otorgadas por el Ministerio de Energía yMinas para el desarrollo de estudios de proyectos hidroeléctricos y eólicos demuestra elgran interés creado por el marco regulatorio y los incentivos establecidos.



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Generalima obtiene cuatro concesiones temporales para futuras centrales eólicasen Piura; Lima, nov. 26 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoycuatro concesiones temporales a favor de la empresa Generalima para desarrollarestudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en cuatro futuras

centrales eólicas ubicadas en el departamento de Piura. La primera concesión se ubicaen la futura Central Eólica Piura – Paita – Lote 1, para una capacidad instalada estimadade 300 megavatios (Mw), los cuales se realizarán en los distritos de La Unión, Paita y LaHuaca, provincias de Piura y Paita. Le sigue la concesión para la futura Central EólicaPiura – Paita – Lote 2, para una capacidad instalada estimada de 300 Mw, a realizarse enlos distritos de La Huaca, Miguel Checa, Piura, Catacaos y La Arena, provincias de Paita,Sullana y Piura. La siguiente concesión se realiza en la futura Central Eólica BalnearioPunta Balcones, que tendría una capacidad instalada estimada de 300 Mw, los estudiosse realizarán en los distritos de Vivhayal y La Brea, provincias de Talara y Paita. Mientrasque en el caso de la Central Eólica Yacila, para una capacidad instalada estimada de 100Mw, las investigaciones se realizarán en el distrito de Paita, provincias del mismo nombre.Según una resolución del MEM publicada hoy, los estudios que realizará Generalima paralas concesiones mencionadas tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados apartir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normastécnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimoniocultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en laLey de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Sivencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligacionescontraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y alcumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General deElectricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.

Empresa Sutti realizará estudios para nueva central hidroeléctrica Naranjos en SanMartín; Lima, nov. 27 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoyuna concesión temporal a la empresa eléctrica Sutti para desarrollar estudios a nivel de

factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futuracentral hidroeléctrica Naranjos en el departamento de San Martín. Los estudios en estacentral hidroeléctrica, que tendrá una potencia estimada de 6.4 megavatios (Mw), sepodrán realizar en un plazo de ocho meses contados a partir de hoy, en el distrito dePardo Miguel, provincia de Rioja. Según la resolución del MEM, los estudios que realizaráSutti para la concesión mencionada tendrán un plazo de duración de 24 meses, contadosa partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando lasnormas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando elpatrimonio cultural de la nación.

Aumentos de tarifas de electricidad y agua explican variación de 0.31% de inflaciónen noviembre; Lima, dic. 01 (ANDINA).- El Indice de Precios al Consumidor (IPC) deLima Metropolitana tuvo una variación de 0.31 por ciento en noviembre del presente año

principalmente debido al incremento de las tarifas de los servicios públicos de electricidady agua residencial, informó hoy el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).La tasa de noviembre muestra un crecimiento significativamente menor al observado enlos cinco meses anteriores: junio (0.77 por ciento), julio (0.56 por ciento), agosto (0.59 porciento), setiembre (0.57 por ciento) y octubre (0.61 por ciento), pero mayor al registradoen similar mes del año anterior. La variación acumulada del período enero noviembre esde 6.27 por ciento, y en los últimos 12 meses muestra una variación anualizada de 6.75por ciento, con una tasa promedio mensual de 0.55 por ciento. Las tarifas de electricidadaumentaron en 10.3 por ciento, pliego tarifario aprobado por el Organismo Supervisor de



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la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) con vigencia desde el primero denoviembre del presente año, en el marco de la regulación tarifaria a nivel de generaciónde energía. Las tarifas de agua subieron 6.6 por ciento por efecto del saldo delincremento del mes anterior (16 de octubre) y el nuevo pliego tarifario aprobado por

Superintendencia Nacional de Servicios de Saneamiento (Sunass) a partir del 2 denoviembre.En conjunto, estos incrementos representaron una incidencia de 0.27 puntosporcentuales a la variación del mes.

Contrariamente, la reducción del precio internacional del crudo influyó directamente en larebaja de los precios de los combustibles, principalmente gasolina (-7.7 por ciento) ypetróleo diesel (-1.2 por ciento), aplicadas por las refinerías el 30 de octubre y 16 denoviembre del presente año. También influyó en los menores precios del gas propano (-0.3 por ciento), los cuales incidieron negativamente en 0.16 puntos porcentuales al índicegeneral. Además, fue importante la menor tasa de crecimiento de precios en los alimentosy bebidas que variaron en 0.12 por ciento, destacando el comportamiento a la baja en losproductos que presentaron alguna estacionalidad y/o abastecimiento que en promediodecrecieron en cuatro por ciento, aportando negativamente en 0.18 puntos porcentuales.En noviembre siete grandes grupos de consumo presentaron aumento de precios: Alquilerde Vivienda, Combustibles y Electricidad (2.97 por ciento); Otros Bienes y Servicios (0.85por ciento); y, Muebles, Enseres y Mantenimiento de la Vivienda (0.67 por ciento).Igualmente, Vestido y Calzado (0.40 por ciento); Cuidados y Conservación de la Salud(0.21 por ciento); y, en menor magnitud, Alimentos y Bebidas (0.12 por ciento); y,Esparcimiento, Diversión, Servicios Culturales y de Enseñanza (0.09 por ciento). Sólo elgran grupo Transportes y Comunicaciones disminuyó en 1.14 por ciento.

BBVA Banco Continental prevé reducción de inflación en próximos meses pormenores tarifas eléctricas; Lima, dic. 02 (ANDINA).- El BBVA Banco Continentalinformó hoy que espera que en los próximos meses las presiones inflacionarias semoderen, en línea con los menores precios de los commodities en el mercadointernacional, así como por posibles ajustes a la baja en productos y servicios de preciosregulados como los combustibles y las tarifas eléctricas. “Así, la inflación empezaría unagradual convergencia hacia el rango meta del Banco Central de Reserva (BCR) y, en estecontexto, mantenemos nuestra proyección de 6.5 por ciento para la inflación interanualdel 2008”, dijo el Servicio de Estudios Económicos del banco en su reporte ObservatorioInflación. Recordó que en noviembre la inflación, en términos interanuales, continuóelevándose en Lima Metropolitana hasta llegar a 6.75 por ciento, pero resaltó que estaaceleración obedece a factores puntuales como el aumento de las tarifas residencialeseléctricas y de agua, ambas reguladas. Asimismo, estimó que la inflación subyacente denoviembre que calcula el BCR se ubicaría en 0.4 por ciento en términos mensuales, conlo cual la tasa acumulada en los últimos 12 meses se situaría en 5.6 por ciento.El resultado de noviembre se explicaría, principalmente, por el incremento en el rubro dealimentos y bebidas fuera del hogar (0.6 por ciento), así como por un ligero aumento en el

tipo de cambio. Por otra parte, el Indicador de Inflación Subyacente por Eliminación deGrupos del IPC del banco (IISEG-BBVA) arroja una variación mensual de 0.5 por ciento,con lo que la inflación subyacente acumulada en los últimos 12 meses según esteindicador se ubicaría en 4.6 por ciento. Cabe señalar que en la víspera (lunes), el InstitutoNacional de Estadística e Informática (INEI) anunció que la inflación mensual denoviembre fue de 0.31 por ciento. Este resultado se explicó, principalmente, por elincremento de precios en el grupo de consumo Alquiler de Vivienda, Combustibles yElectricidad (2.97 por ciento). En términos de incidencia inflacionaria, en su conjunto, lasalzas registradas en tarifas públicas (agua y electricidad) tuvieron una incidencia de 0.27puntos porcentuales, explicando casi en su totalidad la inflación de noviembre.



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Tarifas eléctricas bajarán 1.14% para consumidores domésticos en Lima a partir demañana; Lima, dic. 03 (ANDINA).- Las tarifas del servicio público de electricidad bajarána partir de mañana (jueves) en aproximadamente 2.03 por ciento para el sector industrialy de 1.14 por ciento para los consumidores domésticos, ambos en Lima, informó el

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Este reajustees consecuencia de una serie de efectos como la reducción del precio de loscombustibles Diesel 2 y Residual 6, del incremento del tipo de cambio, del Indice dePrecios al por Mayor (IPM) y del precio de otros energéticos que también influyen en elvalor de las tarifas. En otras ciudades abastecidas por el Sistema Eléctrico InterconectadoNacional (SEIN) también experimentarán reducciones las tarifas para los consumidoresdomésticos. En Trujillo (La Libertad) y en Ica la reducción será de 1.10 por ciento, enArequipa de 1.12 por ciento y en Huancayo (Junín) de 0.87 por ciento.En el caso de los consumidores del sector industrial, en Trujillo la reducción será de 2.11por ciento, y en Ica de 2.04 por ciento, en Arequipa de 2.02 por ciento y en Huancayo de1.69 por ciento. Para el caso de los Sistemas Aislados (Iquitos, Puerto Maldonado yTarapoto - Moyobamba) el reajuste resulta en una reducción de 26.54 y 35.64 por cientopara los segmentos residencial e industrial, respectivamente. El Osinergmin precisó queeste es el resultado de la aplicación de las fórmulas de actualización de sus resoluciones,en cumplimiento de las normas del sector eléctrico.

Generalima obtiene nueva concesión temporal en Piura para futura central eólicaLima, dic. 03 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy unaconcesión temporal a favor de la empresa Generalima para desarrollar estudiosrelacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central eólicaSan Pedro ubicada en el departamento de Piura. Los estudios contemplan una capacidadinstalada estimada de 200 megavatios (Mw) y se realizarán en el distrito de Vice,provincia de Sechura (Piura). Cabe señalar que el 26 de noviembre el MEM habíaotorgado a Generalima cuatro concesiones temporales para futuras centrales eólicascuyos estudios también se realizarán en Piura.

La primera concesión corresponde a la futura Central Eólica Piura – Paita – Lote 1, parauna capacidad instalada estimada de 300 Mw, los cuales se realizarán en los distritos deLa Unión, Paita y La Huaca, provincias de Piura y Paita. La segunda corresponde a lafutura Central Eólica Piura – Paita – Lote 2, para una capacidad instalada estimada de300 Mw, a realizarse en los distritos de La Huaca, Miguel Checa, Piura, Catacaos y LaArena, provincias de Paita, Sullana y Piura. La tercera corresponde a la futura CentralEólica Balneario Punta Balcones, que tendría una capacidad instalada estimada de 300Mw, los estudios se realizarán en los distritos de Vivhayal y La Brea, provincias de Talaray Paita. La cuarta corresponde a la Central Eólica Yacila, para una capacidad instaladaestimada de 100 Mw, las investigaciones se realizarán en el distrito de Paita, provinciasdel mismo nombre. Según la resolución del MEM publicada hoy, los estudios querealizará Generalima para la concesión mencionada tendrán un plazo de duración de 24meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudiosrespetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente ysalvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con lasobligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demásnormas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario nocumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a laejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, laDirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.



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MEM culminó plan maestro de energías renovables para zonas ruralesLima, dic. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que ya cuentacon el plan maestro de energías renovables para zonas rurales, instrumento técnico queva a permitir llevar electricidad a las zonas más alejadas del país. Ello como parte de la

política del gobierno de impulsar el desarrollo de los pueblos más alejados e impulsar ladiversificación de fuentes energéticas en el país. El ministerio indicó que en un contextode preocupación por el cambio climático e inestabilidad en el mercado mundial, haynecesidad de desarrollar alternativas al petróleo. Comentó que el gobierno japonés haofrecido seguir apoyando al MEM por medio de la cooperación técnica no reembolsablepara la ejecución del plan.Asimismo, dijo que entre las energías renovables la geotermia aún no ha sidoaprovechada, sin embargo, hay cuatro departamentos del Perú donde hay potencialgeotérmico, como son Tacna, Moquegua, Arequipa y Cajamarca. Explicó que la energíageotérmica constituye una fuente confiable, ya que la energía eléctrica generadabasándose en estos recursos es de alto factor de utilización y cuenta con estabilidad delsuministro a la red día y noche y durante todo el año. La geotermia representa laoportunidad de disminuir la importación de combustibles y en el caso de descubrir maspetróleo significara incrementar los ingresos del país por exportaciones.Una planta geotérmica de 55 Megavatios producirá 12,200 Gigavatios por hora y ahorrará1,600 millones de dólares en petróleo, 450 millones de dólares en carbón durante los 30años de operación (considerando a 80 dólares el barril de petróleo, seis dólares el millónde BTU de gas natural y 45 dólares la toneladas de carbón). Otro aspecto favorable delaprovechamiento de la energía geotérmica consiste en ser una fuente de estabilidad debalanza económica, debido a que es independiente del movimiento en el preciointernacional de los combustibles fósiles o al movimiento del tipo de cambio de moneda.

El MEM destacó que la geotermia es una fuente de desarrollo local, ya que el aguacaliente se puede utilizar como fuente calorífica en la agricultura, acuicultura o en diversasindustrias locales, también se puede utilizar para secar cereales y maderas y el vapor se

puede condensar para el suministro de agua Debido al crecimiento económico para el2015 se necesitará centrales que generen aproximadamente 3, 605 Megavatios (MW),pues la demanda de electricidad crece a un promedio de 7.3 por ciento anual ( 8.3 porciento en 2006 y 10.8 por ciento en el 2007), refirió. “El Perú tiene una gran oportunidadde usar más y mejores fuentes de generación de energía, evaluar y optar por las quebrindarían mayores posibilidades al país. La gama incluye aprovechar la energíahidráulica, eólica, solar-térmica, Biomasa, fotovoltaica y geotérmica”, comentó el MEM.

Utilizarán energía solar para otorgar luz a millón y medio de personas en zonasrurales; Lima, dic. 09 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas elaboró el Plan aLargo Plazo de Electrificación Rural por Energías Renovables que contemplaproporcionar electricidad a millón y medio de personas, utilizando principalmente laenergía solar y en menor proporción, mini y microcentrales hidroeléctricas. Los fondosrequeridos para la implementación del proyecto alcanzan los 218 millones de dólares,correspondiendo 178 millones a la instalación de paneles solares y 39 millones para laconstrucción de mini y microcentrales hidroeléctricas.El estudio que sustenta el plan fue preparado con apoyo de la Agencia de CooperaciónInternacional de Japón (JICA) para proporcionar el vital servicio a 11,348 localidadesalejadas del país, ubicadas en áreas de la Amazonía y los andes. Se trata así de corregirla desigualdad existente, pues según últimos datos del Instituto Nacional de Estadística eInformática (INEI) en las áreas rurales la cobertura eléctrica es de sólo 30 por ciento, entanto que en las áreas urbanas es de 89.



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Para ello se ha planteado la necesidad de introducir formas más eficientes de generacióneléctrica a escala pequeña, con la utilización de energías renovables, hoy de aplicación anivel mundial, como la energía solar y la energía hidráulica que dispone el país en formaabundante. En las áreas mencionadas, de aplicarse la ampliación de redes eléctricas, se

requeriría de mayores montos de inversión haciendo inviable e insostenible laimplementación de dichos proyectos. El Ministerio de Energía y Minas, a través de laDirección General de Electrificación Rural, ha implementado planes de electrificaciónrural con el objeto de promover el desarrollo económico, la eliminación de la pobreza y lamejora de calidad de vida de vastos sectores de la población. En resumen, el plan a largoplazo contempla electrificar 519 localidades con 18 mil 498 viviendas por energíahidroeléctrica y diez mil 829 localidades con 261 mil 520 viviendas con energía solar.Actualmente, se desarrollan los estudios de preinversión del denominado ProgramaMasivo I, con el objetivo de implementar 20 mil Sistemas Fotovoltaicos en igual númerode viviendas a nivel nacional, previéndose iniciar la instalación entre fines del próximo añoy principios de 2010.

MEM instalará más de 100 fuentes de energía eléctrica renovable en zonas rurales;Lima, dic. 15 (ANDINA).- Más de 100 fuentes de energía eléctrica renovable (producidapor el sol y el viento) se instalarán en las comunidades rurales que no cuentan conacceso a la electricidad, con la finalidad de darle un uso estrictamente comunitario paramejorar la calidad de vida y promover el desarrollo de cada una de estas localidades.La instalación de estos equipos se realizará durante el 2009 y beneficiará a más de 100comunidades ubicadas en 44 distritos de los departamentos de Ayacucho, Ica,Cajamarca, Piura, Amazonas, Huancavelica, Junín, Puno, Lambayeque y Tacna. Se harácomo parte del Programa EURO-SOLAR, iniciativa pionera a nivel mundial de la Oficinade Cooperación de la Comisión Europea (EuropeAid) que es desarrollada en el Perú porel Ministerio de Energía y Minas (MEM), conjuntamente con los sectores Educación ySalud, que tiene por objetivo promover las energías renovables como motor de desarrollohumano en ocho países de América Latina. La energía que usarán será producida por el

sol y el viento, y la instalación de los kits comprende los generadores de energía queestán compuestos por paneles fotovoltaicos y aerogeneradores que serán usados en laslaptops, conservadoras de vacunas, purificadores de agua y demás artefactos queinstalará el MEM en cada una de estas comunidades.

El Programa EURO-SOLAR cuenta con un Comité de Seguimiento interinstitucional parala buena ejecución de las actividades contempladas en el Plan Operativo. Asimismo, esteprograma hará sinergia con el Ministerio de Educación para la capacitación a losprofesores en el manejo de las tecnologías de la información y la comunicación,permitiendo que también a los centros educativos de las comunidades rurales que nogozan del beneficio de la energía eléctrica les llegue la innovación pedagógica. De otrolado, también apoyará las actividades del Ministerio de Salud pues transformará laenergía del sol y del viento para el uso de las conservadoras de vacunas para las

Campañas de Vacunación. Del mismo modo, gracias a los purificadores de agua sedisminuirán las enfermedades estomacales, que son causa de elevadas tasas demortalidad infantil en las zonas rurales de nuestro país.

MEM implementará mecanismos para evitar sobrecostos en sistema eléctrico queafecten a usuarios; Lima, dic. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM)evalúa implementar en el más breve plazo algunos mecanismos que eviten la generaciónde sobrecostos en el sistema eléctrico a fin de que el usuario final no se vea afectado. Elviceministro de Energía, Daniel Cámac, indicó que se requieren adoptar medidas para



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que el propio mercado no altere las transacciones que realizan los generadores ydistribuidores, lo que al final se traduce en mayores tarifas para el consumidor final.“Cuando hay escasez de oferta o ésta no sigue el mismo crecimiento de la demanda, sepueden generar costos marginales muy elevados y eso puede llevar a mucha

especulación o alteración de las transacciones en el mercado spot”, explicó. Indicó queesos sobrecostos pueden ser evitados mejorando las transacciones de corto plazo entregeneradores y distribuidores, lo que se traducirá en menores costos para el usuario. “Elreordenamiento de las transferencias es básico para evitar elevados costos marginales enel sector, estamos trabajando para que a inicios de año estén listas estas medidas”,manifestó.

El viceministro dijo que otro de los puntos que se están evaluando es el tema del gas a finde generar un equilibrio en las diversas tecnologías que se utilizan para la generación deelectricidad. “No se deben dar incentivos para una sola tecnología sino más bien darmedidas que permitan una competencia económica racional entre ambas”, afirmó. En esesentido, dijo que no necesariamente se debe pensar en elevar el precio del gas paraincentivar el desarrollo de centrales hidroeléctricas sino, por ejemplo, también se deberíanimpulsar las licitaciones de largo plazo de centrales hidroeléctricas para generar nuevasofertas. Respecto al desarrollo de la energía eólica en el país, indicó que son necesariaspero en este momento se requiere concentrarse en temas que van a generar una mayorsostenibilidad al sistema eléctrico.

MEM establece medidas para asegurar continuidad en prestación de servicioeléctrico; Lima, dic. 18 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) establecióhoy una serie de medidas para asegurar la continuidad del servicio público de electricidadconsiderando que a partir de enero del 2009 la mayoría de empresas distribuidoras nocontarían con contratos de suministro de energía que las respalden para atender lademanda de los usuarios. Ello originaría que dichas empresas requieran efectuar retirosfísicos de potencia y energía al no contar con contratos de suministro con las empresas

generadoras debido a la escasez de energía eficiente en el sistema. Esta situación podríagenerar efectos económicos financieros perjudiciales, extraordinarios y no previstos en lanormativa vigente, haciendo peligrar la estabilidad económica del sistema eléctrico y lacontinuidad del servicio público de electricidad.Por ello, el MEM ha determinado que los costos marginales de corto plazo en el SistemaEléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se calcularán considerando que no existerestricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad.Dichos costos no podrán ser superiores a un valor límite que será definido por el MEM.Además, la diferencia entre los costos variables de operación en que incurran lascentrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales que serándeterminados por el MEM, será cubierta mediante un cargo adicional en el Peaje porConexión al Sistema Principal de Transmisión. El MEM también precisó que las unidadesde generación que instalará Electroperú serán consideradas para efectos de distribuir losretiros sin contrato en las condiciones establecidas por la norma publicada hoy. Estanorma tendrá vigencia desde el primero de enero del 2009 hasta el 31 de diciembre del2011. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin)aprobará las disposiciones necesarias para la aplicación de dicha norma.

Colocarán 760 mil focos ahorradores a bajo costo entre la población de escasosrecursos; Lima, dic. 22 (ANDINA).- A partir de enero del próximo año, las empresas deelectricidad ofrecerán a las familias de 20 regiones del país, más de 760 mil focosahorradores para ser colocados a bajo costo en las casas en lugar de los focos





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dicho proyecto de transmisión eléctrica se ubicará en los distritos de Cachimayo,Chinchero, Coya, Taray, Pisac, Colquepata y Paucartambo, en las provincias de Anta,Calca, Urubamba y Paucartambo.La línea de transmisión tendrá una terna con una potencia de 60 kilovatios (Kv) y unaextensión de 57.09 kilómetros. La norma aprueba también el contrato de concesión de 17cláusulas y tres anexos que suscribirá el MEM con Electro Sur Este. En ese sentido, seautoriza al director general de Electricidad del MEM a suscribir, a nombre del Estado, elcontrato de concesión. Según el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, laresolución será notificada al concesionario, en este caso Electro Sur Este, dentro de loscinco días hábiles siguientes a su expedición.

Iberoperuana Inversiones y Sowitec obtienen concesión temporal para estudios degeneración eólica; Lima, dic. 25 (ANDINA).- Las empresas Iberoperuana Inversiones ySowitec Energías Renovables de Perú recibieron hoy del Ministerio de Energía y Minas(MEM) tres concesiones temporales para realizar estudios de factibilidad relacionados a lageneración eléctrica en futuras centrales eólicas. Iberoperuana Inversiones desarrollarálos estudios a nivel de factibilidad de la futura Central Eólica Parque Ocucaje 1, para unacapacidad instalada estimada de 150 Megavatios (Mw), los cuales se realizarán en eldistrito de Paracas, provincia de Pisco en la región de Ica. También recibió una segundaconcesión temporal para elaborar los estudios de factibilidad de la futura Central EólicaParque Lomitas 1, para una capacidad instalada estimada de 200 Mw, que se realizaránen los distritos de Ocucaje y Santiago, en la provincia de Ica. En ambos casos,Iberoperuana Inversiones deberá realizar los estudios en un plazo de 23 meses contadosa partir de mañana.Esta empresa, de capitales peruanos y españoles, ya cuenta con un total de quinceconcesiones para realizar proyectos eólicos en el Perú con una potencia de 2,050 Mw.Sus otros proyectos son el Parque Magdalena de Cao de 240 Mw (La Libertad), el ParqueNuevo Chimbote de 180 Mw (Ancash), el Parque Tacna de 150 Mw, el Parque Lobitos de150 Mw (Piura), el Parque Tumbes-Zorritos de 150 Mw (Tumbes). También están elParque Lambayeque de 100 Mw, el Parque Mancora de 100 Mw (Tumbes y Piura), elParque San Pedro de Lloc de 100 Mw (La Libertad), el Parque San Juan de 80 Mw (Ica yArequipa), el Parque Miramar de Santa Maria de 80 Mw (Arequipa), el Parque Icla de 80Mw (Moquegua y Tacan), el Parque Vice de 80 Mw (Piura), el Parque Vichayal de 80 Mw(Piura) y el Parque Huacho de 240 Mw. Por su parte, Sowitec Energías Renovables dePerú recibió la concesión temporal para realizar los estudios de factibilidad de la futuraCentral Eólica Parque Pampa Matacaballo y que tendría una capacidad instalada de 150Mw.

Los estudios se realizarán en el distrito de Huarmey, provincia de Huarmey en la regiónAncash, por un plazo de 24 meses. Ambos concesionarios están obligados a respetar lasnormas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando elPatrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligacionesestablecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legalespertinentes. Si vencido el plazo, el concesionario no cumpliera con las obligacionescontraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento delCronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará lagarantía otorgada.



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MEM invirtió S/. 273 millones este año para llevar electricidad a 1,800 localidadesrurales; Lima, dic. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoyque este año se han invertido 273 millones de nuevos soles en obras públicas deelectrificación a nivel nacional y se ha logrado llevar el servicio a 1,800 localidades

rurales. Dicho portafolio agregó que esa inversión ha permitido ejecutar un total de 234obras de electrificación rural y que ha permitido dotar de energía eléctrica a un total de 89mil viviendas.En ese sentido, calculó que 479 mil peruanos han sido beneficiados con losproyectos de electrificación rural, lo cual significa uno de los logros del MEM para el 2008.Según un informe del MEM, los proyectos de electrificación rural se han desarrollado en19 departamentos del Perú y entre los que figuran Amazonas, Ancash, Apurímac,Arequipa, Ayacucho, Cajamarca, Cusco y Huancavelica. Además figuran obras enHuánuco, Junín, La Libertad, Lambayeque, Lima, Loreto, Pasco, Piura, Puno, San Martíny Tumbes. Asimismo, indicó que se ha implementado un piloto de Sistema Híbrido EólicoFotovoltaico en la localidad de Campo Alegre en Cajamarca para beneficiar a 20viviendas y que eventualmente se irá extendiendo a otras zonas necesitadas. Tambiéndurante este año se puso en ejecución el Programa Eurosolar que beneficiará a 50 milhabitantes en 101 centros poblados.

Con la electrificación rural, que demanda un gran esfuerzo, el Ministerio del Energía yMinas contribuye eficazmente a la lucha frontal contra la pobreza, en la medida que elhecho de contar con electricidad significa, para los pueblos más alejados de nuestro país,la posibilidad de desarrollar nuevas actividades económicas que mejoren sus ingresos.“Ello traerá como consecuencia un mejoramiento de la calidad de vida de las referidaspoblaciones”, manifestó el MEM. Añadió que la energía representa también para estospueblos las oportunidades de una mayor comunicación con el país, de estar mejorinformados, de acceder a Internet, de leer por las noches con toda comodidad y sin tenerque recurrir a las velas.

COES descarta posibilidad de que se produzca racionamiento de energía eléctricadurante el 2009; Lima, dic. 31 (ANDINA).- El presidente del Comité de OperaciónEconómica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac), César Butrón, descartóhoy que durante el año 2009 exista la posibilidad de que se presenten racionamientos ocortes de energía eléctrica a nivel nacional. “Descartaríamos problemas de energía casitodo el año 2009 en el sentido de racionamientos, que son cortes programados todos losdías por falta de capacidad, eso queda descartado pero lo que no puede quedardescartado nunca es la eventualidad de una falla”, refirió.Indicó que la posibilidad de quese presenten fallas en el sistema eléctrico de Perú siempre va a existir, pero esodependerá también de la cantidad de reservas que exista en dicho momento. “Situviéramos una reserva muy grande entonces esas fallas no se notarían, pero en estosmomentos estamos en una situación más tranquila y más holgada porque empezaron laslluvias y hay más producción de energía hidroeléctrica”, indicó.En ese sentido, refirió que en la actualidad las reservas de generación eléctrica estánentre cinco y siete por ciento, y pese a que no es un nivel óptimo, sí alcanza para manejarel sistema interconectado con algo de tranquilidad para los primeros meses del 2009.Explicó que el inicio de la temporada de lluvias en los últimos meses ha permitido que loscostos de generación eléctrica sean menos de 200 dólares por megavatio hora (Mwh) quese registró en los meses de estiaje (sequía). Sin embargo, manifestó que los meses deestiaje y los problemas en la capacidad de transporte de gas natural hacia las plantas degeneración termoeléctrica originaron que los costos de la electricidad promedio subanentre 30 y 40 por ciento con relación al 2007. “Para el 2009 los costos de generación vana mantenerse altos con respecto al 2008 porque, debido a la falta de gas, se va a seguirgenerando con diesel y residual (en las termoeléctricas) pero en términos absolutos es





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CUADROS



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Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería

Cuadro Nº 1

Sistema EléctricoInterconectado

NacionalSistemas Aislados Total

ACTIVOACTI VO CORRI ENTE 4 011 714 86 615 4 098 329ACTI VO NO CORRI ENTE 23 402 587 424 377 23 826 964 Act i vo f i j o 20 872 960 422 174 21 295 134 Ot r os act i vos no cor r i ent es 2 529 627 2 203 2 531 829TOTAL ACTIVO 27 414 301 510 992 27 925 293PASI VO 12 613 804 48 553 12 662 357 PASI VO CORRI ENTE 3 408 604 34 993 3 443 597 PASI VO NO CORRI ENTE 9 205 200 13 560 9 218 761PATRI MONI O NETO 14 800 497 462 439 15 262 935TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 27 414 301 510 992 27 925 293

Fuente: Osinergmin.

Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMAS Al 31 de Diciembre de 2008

( Expr esado en Mi l es de Nuevos Sol es)



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Cuadro Nº 2

Sistema EléctricoInterconectado

Nacional

Sistemas Aislados Total

INGRESOS OPERATIVOS 10,799,037 241,490 11,040,527GASTOS OPERATI VOS 8, 061, 054 229, 728 8, 290, 783UTILIDAD DE OPERACIÓN 2,737,982 11,762 2,749,745OTROS I NGRESOS, REI , PART. I MP. - 1, 337, 379 - 4, 397 - 1, 341, 776UTILIDAD NETA 1,400,604 7,365 1,407,969GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 3,842,936 31,253 3,874,188 UTI LI DAD DE OPERACI ÓN 2, 737, 982 11, 762 2, 749, 745

PROVI SI ONES DEL EJ ERCI CI O 1, 104, 953 19, 490 1, 124, 444

Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR SISTEMA Al 31 de Diciembre de 2008( Expr esado en Mi l es de Nuevos Sol es)



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Cuadro Nº 3

Generación Transmisión Distribución Total

ACTIVOACTI VO CORRI ENTE 2 545 469 240 221 1 312 639 4 098 329ACTI VO NO CORRI ENTE 14 325 069 1 931 017 7 570 877 23 826 964 Act i vo f i j o 13 052 719 888 833 7 353 582 21 295 134 Ot ros act i vos no cor r i ent es 1 272 350 1 042 184 217 295 2 531 829TOTAL ACTIVO 16 870 538 2 171 238 8 883 516 27 925 293PASI VO 7 872 160 1 145 443 3 644 754 12 662 357

PASI VO CORRI ENTE 1 746 167 282 257 1 415 173 3 443 597 PASI VO NO CORRI ENTE 6 125 993 863 186 2 229 582 9 218 761PATRI MONI O NETO 8 998 379 1 025 795 5 238 762 15 262 935TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 16 870 538 2 171 238 8 883 516 27 925 293


RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD Al 31 de Diciembre de 2008




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Cuadro N°4

Generación Transmisión Distribución Total

INGRESOS OPERATIVOS 5,752,024 396,313 4,892,189 11,040,527GASTOS OPERATI VOS 4, 075, 565 202, 482 4, 012, 735 8, 290, 783UTI LI DAD DE OPERACI ÓN 1, 676, 459 193, 831 879, 454 2, 749, 745OTROS I NGRESOS ( EGRESOS) , REI , PART. I MP. - 838, 966 - 94, 355 - 408, 455 - 1, 341, 776UTILIDAD NETA 837,493 99,476 470,999 1,407,969

GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 2,312,396 279,297 1,282,495 3,874,188

UTI LI DAD DE OPERACI ÓN 1, 676, 459 193, 831 879, 454 2, 749, 745PROVI SI ONES DEL EJ ERCI CI O 635, 937 85, 466 403, 041 1, 124, 444


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR ACTIVIDAD Al 31 de Diciembre de 2008









Cuadro N° 5Página 2

Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total ACTIVO 237,832 151,546 170,061 1,163,124 448,675 2,171,238 ACTIVO CORRIENTE 26,166 17,319 16,406 116,896 63,434 240,221

Caj a- Bancos 5, 712 11, 412 6, 104 19, 719 45, 328 88, 275 Val ores Negoci abl es Ct as . por Cobr ar Comer ci al es ( Net o) 17, 347 2, 396 2, 875 20, 411 7, 187 50, 216 Cuent as por Cobr ar Comer ci al es 17, 347 2, 396 2, 875 20, 411 7, 187 50, 216 Pr ovi s i ón Cobr anza Dudos a 0 Ot r as Cuent as por Cobr ar ( Net o) - 572 26 6, 296 65, 329 10, 802 81, 881 Ot r as Cuent as por Cobr ar - 572 912 6, 296 65, 329 10, 802 82, 767 Pr ovi s i ón Cobr anza Dudos a 886 Cuent as por Cobr ar Emp. del Sect or Exi s t enci as 1, 421 1, 095 661 11, 339 117 14, 633 Gas t os Pagados por Ant i ci pado 2, 257 2, 390 470 98 5, 216

ACTIVO NO CORRIENTE 211,666 134,227 153,655 1,046,228 385,241 1,931,017 I nver s i ones en Val or es 161 Cuent as por Cobr ar Comer ci al es 4, 427 19, 886 24, 313 Ot r as Cuent as por Cobr ar 124

Cuent as por Cobr ar Emp. del Sect or I nmuebl es , Maq. y Equi pos ( Net o) 207, 116 134, 017 153, 494 29, 541 364, 666 888, 833 I nmuebl es , Maq. y Equi pos 289, 047 169, 683 214, 359 55, 791 492, 519 1, 221, 399 Depr eci aci ón Acumul ada 81, 931 35, 667 60, 865 26, 250 127, 853 332, 566 Ot r os Act i vos 210 1, 016, 688 689 1, 017, 58PASIVO Y PATRIMONIO 237,832 151,546 170,061 1,163,124 448,675 2,171,238PASIVO 31, 431 80, 745 108, 879 641, 062 283, 326 1, 145, 443PASIVO CORRIENTE 7,019 12,212 22,365 132,653 108,009 282,257 Sobr egi r os Bancari os Cuent as por Pagar Comer ci al es 1, 699 653 291 26, 759 2, 595 31, 997 Ot r as Cuent as por Pagar 125 4, 499 7, 614 13, 497 61, 541 87, 276 Cuent as por Pagar Emp. del Sect or Deuda a Lar go Pl azo ( par t e ct e. ) 5, 195 7, 059 14, 011 92, 397 43, 874 162, 536 Gananci as Di f er i das 448 Ot r osPASIVO NO CORRIENTE 24,412 68,534 86,514 508,410 175,317 863,186 Deuda a Lar go Pl azo 19, 073 68, 360 67, 213 399, 699 101, 545 655, 891 Ct as. por Pagar Di ver sas no Ct es. Cuent as por Pagar Emp. del Sect or Pr ovi s i ón Benef i ci os Soci al es 5 11 Gananci as Di f er i das 5, 339 Ot r os Pas i vos 168 19, 290 108, 710 73, 771 201, 939PATRIMONIO NETO 206,401 70,801 61,182 522,062 165,350 1,025,795 Capi t al Soci al 199, 207 63, 350 54, 097 69, 269 115, 268 501, 191 Capi t al Adi ci onal 228 11 285, 386 285, 6 Res er vas 3, 795 - 105 13, 854 12, 643 30, 18 Res ul t ados Acumul ados 7, 199 - 7, 142 100, 324 8, 937 109, 317 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO -5 10,570 7,180 53,229 28,502 99,476


(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

BALANCE GENERAL EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2008






Cuadro N° 6

Descripición Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA

INGRESOS 5,752,024 396,313 4,892,189 11,040,527 10,799,037 24 Vent a Ener gí a El éct r i ca al Públ i co 2, 198, 798 4, 572, 892 6, 771, 691 6, 556, 505 Vent a Ener gí a Pr eci os en Bar r a 2, 641, 600 21, 085 2, 662, 685 2, 640, 534 Tr ansf er enci a COES 402, 288 25, 368 427, 656 427, 55 Peaj es y Uso I nst al . Tr ansmi si ón 87, 804 367, 101 21, 277 476, 182 475, 842 Ot r os I ngr esos 421, 534 29, 213 251, 568 702, 314 698, 605COSTOS 4,075,565 202,482 4,012,735 8,290,783 8,061,054 2 Gast os de Gener aci ón 3, 607, 294 254, 492 3, 861, 786 3, 682, 335

Cost os de Tr ansmi si ón 40, 338 164, 871 197, 723 402, 933 400, 133 Gast os de Di st r i buci ón 1, 197 3, 064, 369 3, 065, 566 3, 045, 203 Gast os de Comer ci al i zaci ón 47, 252 251, 954 299, 206 286, 973 Gast os Gener al es y Admi ni st r at i vos 379, 484 37, 611 244, 197 661, 292 646, 410UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1,676,459 193,831 879,454 2,749,745 2,737,982 1OTROS I NGRESOS ( EGRESOS) - 343, 462 - 48, 924 - 111, 072 - 503, 458 - 505, 95 I ngr esos Fi nanci er os 138, 997 11, 414 45, 953 196, 364 194, 396 Gast os Fi nanci er os - 391, 195 - 54, 578 - 159, 682 - 605, 455 - 604, 188 Transf . Corr i ent es D. S. 065- 87- EFDi f er enci a en Cambi o - 180, 836 - 6, 990 - 2, 246 - 190, 072 - 190, 072 Ot r os I ngr esos ( Egr esos) 85, 482 1, 230 1, 564 88, 276 85, 980 I ngr esos ( Egr esos) de Ej . Ant er i or es 4, 090 3, 340 7, 430 7, 932UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1,332,998 144,907 768,382 2,246,286 2,232,030 14,2 Resul t ado Exposi ci ón I nf l aci ónUTI LI DAD ( PERDI DAS) ANTES I MPTO. RENTA 1, 332, 998 144, 907 768, 382 2, 246, 286 2, 232, 0 Par t i ci p. Ut i l i dad Tr abaj ador es 78, 900 4, 018 46, 687 129, 604 128, 640 I mpuest o a l a Rent a 416, 604 41, 413 250, 696 708, 714 702, 786UTILIDAD (PERDIDA) NETA 837,493 99,476 470,999 1,407,969 1,400,604


GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICO Al 31 de Diciembre de 2008








Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro ToINGRESOS 23 675 29 380 35 878 225 590 81 79 Vent a Ener gí a El éct r i ca al Públ i co Vent a Ener gí a Pr eci os en Barr a Tr ansf erenci a COES Peaj es y Uso I nst al . Tr ansmi si ón 23 675 29 214 35 274 197 724 81 214 Ot r os I ngr esos 167 604 27 865 COSTOS 21 204 10 828 19 575 125 492 25 38 Gast os de Generaci ón Cost os de Tr ansmi si ón 21 204 9 184 15 200 95 920 23 36 Gast os de Di st r i buci ón Gast os de Comerci al i zaci ón Gast os Gener al es y Admi ni st r at i vos 1 644 4 375 29 572 2 02UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2 471 18 552 16 303 100 098 56 408OTROS I NGRESOS ( EGRESOS) ( 1 201) ( 4 956) ( 5 613) ( 22 241) ( 14 I ngr esos Fi nanci er os 209 158 330 5 750 4 Gast os Fi nanci er os ( 1 887) ( 5 004) ( 6 418) ( 24 962) ( 16 307 Tr ansf . Cor r i ent es D. S. 065- 87- EFDi f er enci a en Cambi o 635 ( 380) ( 3 696) ( 3 5 Ot r os I ngr esos ( Egr esos) ( 158) ( 110) 856 667 ( 2 I ngr esos ( Egr esos) de Ej . Ant er i or esUTILIDAD ANTES DEL REI 1 270 13 596 10 690 77 857 41 494 Resul t ado Exposi ci ón I nf l aci ón

UTI LI DAD ANTES I MPTO. RENTA 1 270 13 596 10 690 77 857 Par t i ci p. Ut i l i dad Tr abaj ador es 4 018 I mpuest o a l a Rent a 1 275 3 026 3 509 20 610 12 9UTILIDAD NETA ( 5) 10 570 7 180 53 229 28 502


GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2008












Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TotalINGRESOS 23,675 29,380 35,878 225,590 81,791 396,313 Vent a Ener gí a El éct r i ca al Públ i co Vent a Ener gí a Pr eci os en Barr a Transf er enci a COES Peaj es y Uso I nst al . Tr ansmi si ón 23, 675 29, 214 35, 274 197, 724 81, 214 367, 101 Ot r os I ngr esos 167 604 27, 865 577 29, 213GASTOS 21,204 10,828 19,575 125,492 25,383 202,482 Combust i bl es y Lubri cant es Sumi ni st r os Di ver sos 89 4, 157 2 4, 249 Compr a de Ener gí a Preci os en Barr a Tr ansf er enci a COES Uso de Tr ansmi si ón A Ter cer os Car gas de Per sonal 523 1, 799 36, 880 125 39, 327 Ser vi ci os Pr est ados por Ter cer os 10, 044 3, 577 5, 019 26, 978 6, 884 52, 500 Tr i but os 40 474 542 4, 107 1, 202 6, 365 Car gas Di ver sas de Gest i ón 675 509 2, 696 9, 333 1, 285 14, 498 Pr ovi si ones del Ej er ci ci o 10, 445 5, 745 9, 354 44, 037 15, 885 85, 466 Depr eci aci ón I nm. Maq. y Equi po 10, 445 5, 705 9, 295 4, 070 15, 503 45, 017 Compensaci ón Ti empo Ser vi ci os 35 59 95 Cuent as de Cobr anza Dudosa Ot r as Pr ovi si ones 5 39, 967 382 40, 354 Ot r os Gast os Car gados a I nver si ones 77 77UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2,471 18,552 16,303 100,098 56,408 193,831OTROS I NGRESOS Y EGRESOS - 1, 201 - 4, 956 - 5, 613 - 22, 241 - 14, 914 - 48, 924 I ngr esos Fi nanci er os 209 158 330 5, 750 4, 968 11, 414 Gast os Fi nanci er os - 1, 887 - 5, 004 - 6, 418 - 24, 962 - 16, 307 - 54, 578Di f er enci a en Cambi o 635 - 380 - 3, 696 - 3, 549 - 6, 990 Tr ansf . Corr i ent es D. S. 065- 87- EF Ot r os I ngr esos ( Egr esos) - 158 - 110 856 667 - 26 1, 230 I ngr esos ( Egr esos) de Ej . Ant er i or esUTILIDAD ANTES DEL REI 1,270 13,596 10,690 77,857 41,494 144,907 Resul t ado Exposi ci ón I nf l aci ón 1 1UTI LI DAD ANTES I MPTO. RENTA 1, 270 13, 596 10, 690 77, 857 41, 494 144, 907 Par t i ci p. Ut i l i dad Tr abaj ador es 4, 018 4, 018 I mpuest o a l a Rent a 1, 275 3, 026 3, 509 20, 610 12, 992 41, 413UTILIDAD NETA -5 10,570 7,180 53,229 28,502 99,476


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2008(Expresado en Miles de Nuevos Soles)




























Cuadro Nº 10Página 2

CONCEPTO Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total VARIACION - ACT. DE OPERACION 10,883 17,418 21,079 127,959 49,490 226,828

Utilidad Neta -5 10,570 7,180 53,229 28,502 99,476 Aj ust es al Resul t ado Net o 20, 423 5, 710 9, 295 62, 784 32, 033 130, 244 Depr eci aci ón del per i odo 20, 423 5, 710 9, 295 4, 244 15, 503 55, 174 Benef i ci os Soci al es 0 0 0 0 0 0 Ot r as Pr ovi si ones 0 0 0 37, 929 3, 538 41, 467 I mpuest os Di f er i dos 0 0 0 20, 610 12, 992 33, 602 Pér di da en Vt a. de I nm, Maq y Equi p 0 0 0 0 0 0 Más ( Menos) - 9, 535 1, 137 4, 604 11, 946 - 11, 046 - 2, 893 Cuent as por Cobr ar Comer ci al es - 7, 134 87 452 279 393 - 5, 923 Cuent as por Cobr ar Di ver sas 3, 404 - 142 - 217 - 57, 087 - 9, 407 - 63, 449 Gast os Pagados por Ant i ci pado 1, 873 - 1, 427 16 818 0 1, 280 Exi st enci as 0 0 49 236 1 286 Tr i but os 0 0 2, 663 1, 505 0 4, 168 Cuent as por Pagar - 4, 040 207 106 - 2, 359 - 2, 893 - 8, 979 Cuent as por Pagar Di ver sas - 159 2, 412 1, 280 8, 863 860 13, 255 Reser vas 0 0 0 0 0 0

Benef i ci os Soci al es 0 0 2 0 0 2 Car gas Di f er i das - 2, 387 0 0 0 0 - 2, 387 Ot r os - 1, 090 0 252 59, 692 0 58, 854

VARIACION - ACT. DE INVERSION -1,410 -101 -283 -148,920 -29,996 -180,710 Act i vo Fi j o - 1, 410 - 97 - 323 - 7, 950 - 29, 996 - 39, 776 Val or es 0 0 40 0 0 40 I nver si ones I nt angi bl es 0 - 4 0 - 80, 644 0 - 80, 648 Pago de obr as de Cont r i b. Reembol sa 0 0 0 0 0 0 Remesas a Empr esas Regi onal es 0 0 0 0 0 0 Desembol so par a Est udi os y Pr oyect os 0 0 0 0 0 0 Pr ést amos a Ter cer os 0 0 0 0 0 0 Ot r os 0 0 0 - 60, 326 0 - 60, 326

VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -11,096 -17,354 -51,114 -12,623 -11,027 -103,214 Emi si ón de Acci ones 0 0 0 0 0 0 Emi si ón de Val or es 0 0 0 0 0 0 Pr ést amos Bancar i os - 11, 131 - 6, 218 - 13, 824 - 9, 945 - 10, 968 - 52, 087 Pr ést amos de Acci oni st as 0 0 0 0 0 0 Di vi dendos 0 - 11, 135 - 15, 463 0 0 - 26, 598 Tr ansf er enci as M. E. M 0 0 0 0 0 0 Pago a cuent a de ut i l i dades 0 0 - 4, 277 0 0 - 4, 277 Pago de C. T. S 0 0 0 0 0 0 Pr oveni ent e de Cont r i b. Reembol sabl 0 0 0 0 0 0 Tr ansf er enci a Fi l i al es 0 0 0 0 0 0 Ot r os 35 0 - 17, 549 - 2, 679 - 58 - 20, 251

VARIACION DEL EFECTIVO -1,623 -37 -30,318 -33,584 8,467 -57,096SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 7,335 11,450 36,422 53,303 36,861 145,371SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 5,712 11,412 6,104 19,719 45,328 88,275


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS TRANSMISORAS

Al 31 de Diciembre de 2008(Expresado en miles de Nuevos Soles )













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