Bol 3 1 - osinerg.gob.peestablecimiento de un mercado de precios libres en la producción y de un rØgimen tØcnico y eficaz de regulación de tarifas en las actividades de transporte

JUN. 1999AÑO 3 / No.1

CONTENIDO

Editorial 1

Proceso en el Cálculo del Costo Eficientede los Sistemas de Transmisión 2

Resoluciones Tarifarias 3

Evolución de las Tarifas Residencialesen Argentina, Chile y Perú 4

Evolución de las Tarifas de Electricidad 5

Opciones Tarifarias y Condiciones deAplicación 8

INFORMACIÓN ESTADÍSTICA

� Mercado Eléctrico 15

� Producción de Electricidad 19

� Comparación de los precios No Regulados con los Precios Teóricos 24

� Evolución de las Pérdidas de Energía de los Sistemas Eléctricos de Distribución 26

Situación Económica y Financiera delas Empresas de Servicio Público deElectricidad al 31/12/98 27

Noticias CTE 32

EDITA: COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

COMISIÓN DETARIFAS DE ENERGÍA

El pasado 17 de mayo, mediante Ley Nº 27116, se ampliaron las funciones de la Comisión de Tarifas Eléctricas motivo por elcual dicho ente se denomina a partir de la citada fecha Comisión de Tarifas de Energía, que tiene como responsabilidad fijar lastarifas de energía eléctrica, transporte de hidrocarburos líquidos por ductos y, transporte y distribución de gas natural por ductos,de acuerdo a los criterios establecidos por la Ley de Concesiones Eléctricas y las normas pertinentes del Subsector Hidrocarburos.

El cambio de denominación de la CTE y la extensión de sus atribuciones responde a la necesidad de regular las tarifas de lasactividades de las redes de transporte y distribución de la electricidad, hidrocarburos líquidos y el gas natural que se

SIGUE EN PAG.2

desarrollan bajo condiciones de monopolios naturales en razón de las altas in-versiones requeridas para establecer el suministro de estos recursos en determi-nadas áreas geográficas.

La importancia del nuevo encargo que se le ha dado a la CTE tiene estrecharelación con el cercano advenimiento del gas de Camisea y del mercado que debedesarrollarse en torno a él. El mercado del gas, constituido por los operadores de losyacimientos y de las redes, los generadores eléctricos, los industriales y comercian-tes, y los usuarios residenciales, demanda la determinación tarifas con criterios deeficiencia económica y equidad, para viabilizar y garantizar su desarrollo sostenido.

El desarrollo del mercado del gas, al igual que el del mercado eléctrico, pasa por elestablecimiento de un mercado de precios libres en la producción y de un régimentécnico y eficaz de regulación de tarifas en las actividades de transporte y distribu-ción del gas natural por ductos, teniendo en consideración que en estas dos últimasactividades el juego de la oferta y la demanda sólo es factible en condiciones simu-ladas de competencia.

En este sentido, la Comisión de Energía, Minas y Pesquería del Congreso de laRepública, en la exposición de motivos de la propuesta legislativa que dio origen a laLey 27116, señala que para promover, regular y fiscalizar la explotación de los recur-sos energéticos del país, particularmente de la electricidad y el gas, es convenienteintegrar la regulación de estas actividades en un solo organismo con la experiencia dela CTE, para ganar en términos de costo y eficiencia.

�La Comisión de Tarifas Eléctricas ha venido ejerciendo en forma eficiente la res-ponsabilidad de fijar las tarifas de energía eléctrica, de acuerdo con los criterios de laLey de Concesiones Eléctricas, por lo que es conveniente aprovechar la infraestruc-

Edi tor ia l :

2 COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

Progreso en el Cálculo del Costo Eficiente delos Sistemas de Transmisión

//////

PROCESO JUDICIAL DEL VNR

En días pasados, la Comisión de Tarifas de Energía fueinformada por el Poder Judicial del desistimiento de lasdemandas que las empresas eléctricas Edelnor, Luz delSur y Edecañete iniciaron en los primeros meses del añopasado contra este ente regulador, en relación con losprocedimientos y resultados del proceso de fijación delvalor nuevo de reemplazo de las instalaciones de distri-bución eléctrica de las citadas empresas.

Este desenlace de la controversia judicial conlleva as-pectos de la mayor trascendencia, que la CTE consideraconveniente subrayar. En primer término, la decisión delas empresas contribuye a consolidar el marco normativoe institucional de la regulación de las tarifas eléctricasque reafirma los procedimientos en la regulación de dis-tribución aplicados por la CTE. En segundo lugar, la fina-lización de la controversia judicial restablece la fluidez ytransparencia de las relaciones entre los agentes econó-micos del sector y el ente regulador, siendo ésta unasituación que beneficia al sector eléctrico nacional y atodos sus componentes.

tura, experiencia y capacidad de este ente regulatorio, para que seencargue de las funciones de fijar, revisar y modificar las tarifas detransporte de hidrocarburos líquidos por ductos y de transporte ydistribución de gas natural por ductos�, sostiene la exposición demotivos.

Luego añade que una de las características del proceso de estabi-lización económica de la economía peruana ha sido la reduccióndel aparato del Estado para convertirlo en un ente dinámico, flexi-ble y eficaz; y que dentro de esa perspectiva, la creación de laComisión de Tarifas de Energía busca dar un uso más eficiente a losorganismos que actúan en la regulación tarifaria de la electricidad ygas, teniendo como beneficio principal la solvencia, estabilidad yautonomía del ente encargado de fijar las tarifas de transporte dehidrocarburos líquidos y de transporte y distribución de gas natural.

La sustentación hecha por la Comisión de Energía, Minas y Pes-quería releva a la Comisión de Tarifas de Energía de mayores co-mentarios sobre la justificación e importancia de la decisión adopta-da por el Supremo Gobierno, debiendo añadir únicamente que lasnuevas responsabilidades que se le ha encomendado serán cumpli-das con criterio técnico y profesionalismo, en estricto cumplimientode la Ley. La CTE considera que éste es su deber y su contribuciónal desarrollo del sector energético nacional y, en consecuencia, aldesarrollo de la nación peruana.

VIENE DE LA PAG. 1

Las actividades de transmisión de energía eléctrica sedesarrollan bajo el marco legal de la Ley de ConcesionesEléctricas (DL Nº 25844) y su Reglamento (DS Nº 009-93-EM). El artículo 42° de la Ley establece que «los con-cesionarios de transmisión están obligados a permitir lautilización de sus sistemas por parte de terceros, quienesdeberán asumir los costos de ampliaciones a realizarse encaso necesario y las compensaciones por el uso de dichasinstalaciones». El artículo 43°, a su vez, señala que: «lascompensaciones a los titulares de sistemas de transmisiónestán sujetas a regulación de precios».

Con el objeto de implementar las disposiciones de laLey en lo que corresponde a las tarifas de transmisión y alpago de las compensaciones por uso de los sistemas, laCTE se encuentra realizando un análisis minucioso de loscostos tanto de inversión como de operación y manteni-miento de las líneas de transmisión y subestaciones detransformación. En tal sentido se ha organizado un siste-ma de costeo que ha servido principalmente para revisarlos costos de la transmisión secundaria en Lima y queserá ampliado y mejorado con la información de organi-zación y costos que suministren las empresas de provin-

cias y del Sistema Principal de Transmisión de los sistemasinterconectados.

Para tal fin, la CTE ha clasificado a las instalaciones delos sistemas transmisión en forma de módulos típicos quedependen de la tensión, potencia y región geográfica enla que prestan servicio.

Los criterios empleados en la determinación, confor-mación y elaboración de los módulos de las líneas de trans-misión y subestaciones, se han basado sobre las disposi-ciones del Código Nacional de Electricidad, las normasNEMA, VDE 0210 y otras normas internacionales perti-nentes, así como sobre la información de los criterios uti-lizados por las empresas concesionarias de los servicios detransmisión.

Cada módulo de línea de transmisión está tipificado deacuerdo a:

· Area o zona en la que presta el servicio (urbana, rural)

· Nivel de tensión (220 KV, 138 KV, 60 KV, 30 KV)

· Número de circuitos (simple circuito, doble circuito)

COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 3

001-99 04.01.99 05.01.99 Sustituye tarifas de energíaen barra a nivel de genera-ción (PEMP y PEMF) de lossistemas aislados típicos Dubicados en Loreto yUcayali.

002-99 26.02.99 27.02.99 Aprueba factores de pon-deración de la energía apli-cables en el cálculo de lastarifas de energía.

003-99 26.02.99 27.02.99 Modifica la base de fórmu-las de actualización de ta-rifas eléctricas.

004-99 13.04.99 15.04.99 Fija tarifas en barra y fór-mulas de actualización paralos suministros a que serefiere el Artículo 43° inci-so c) de la Ley de Conce-siones Eléctricas.

005-99 13.04.99 No se publicó Aprueba la Memoria Anualde la Comisión de TarifasEléctricas 1998.

006-99 27.04.99 29.04.99 Aprueba los factores debalance de potencia coin-cidente en horas de punta(FBP) a nivel de empresaaplicable a los sistemaseléctricos con demandamáxima mayor a 12 MWdesde el 01 de mayo de1999 hasta el 30 de abrildel año 2000.

007-99 06.05.99 11.05.99 Declara infundado en to-dos sus extremos el recur-so de reconsideración in-terpuesto por el COES-SICN contra la ResoluciónN° 004-99 P/CTE.

008-99 21.05.99 23.05.99 Aprueba la publicación deldocumento �Procedimien-to y Cálculo de la Tarifa enBarra� correspondiente a laFijación de Tarifas de Mayode 1999.

RESOLUCIONESTARIFARIAS RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS AÑO 1999

Nº Fecha de Fecha de Asunto o MateriaP/CTE Expedición Publicación Regulada

Nº Fecha de Fecha de Asunto o MateriaP/CTE Expedición Publicación Regulada

· Tipo de soportes (estructuras de celosía o madera,postes de madera, metálicos o de concreto)

· Capacidad de transmisión (dependiendo del nivel detensión y la demanda)

· Condiciones geográficas (costa, sierra o selva) y altitudsobre el nivel del mar

Cada módulo de subestación está tipificado de acuer-do a:

· Modo de instalación (exterior, interior, encapsuladasen SF6) //////

· Nivel de tensión (220 KV, 138 KV, 60 KV, 30 KV)

· Sistema de barras (simple barra, doble barra, sistemaen anillo, sistema en interruptor y medio)

· Potencia de transformación (dependiendo del nivel detensión y la demanda)

· Condiciones geográficas (costa, sierra o selva) y altitudsobre el nivel del mar.

Como se ha señalado, próximamente la CTE iniciará larecopilación de la información de los sistemas interco-nectados y de provincias con el fin de mejorar los resulta-dos obtenidos a la fecha.


El presente artículo presenta una comparación de laevolución de las tarifas del sector residencial en los paísesde Argentina, Chile y Perú para el periodo Enero 1997 -Diciembre 1998.

En el gráfico siguiente se muestra la evolución delprecio medio residencial (incluye impuestos) en las ciu-dades de Buenos Aires, Santiago y Lima para un con-

Evolución de las Tarifas Residenciales enArgentina, Chile y Perú

Sector Típico 1: Evolución del Precio Medio Residencial (*)Incluye impuestos

sumo promedio mensual de 125 kW.h.

Como se aprecia en el gráfico el precio medio en Chiley Perú muestra una tendencia decreciente, mientras queen Argentina no ha sufrido variaciones significativas. Lasvariaciones del precio medio en Buenos Aires, Santiago yLima para el periodo mencionado, son 1,06%, -21,26%y -20,95% respectivamente.

Por otro lado, para un consumo promedio mensual de300 kW.h durante los meses de mayo a setiembre y de200 kW.h para el resto de meses del año, se aprecia unnotable incremento del precio medio de electricidad enChile, debido a la existencia de un cargo adicional paraaquellos consumos superiores a 250 kW.h durante losmeses de invierno (de mayo a setiembre). En el gráficosiguiente se muestra la evolución del precio medio resi-

Ene

. 97

Feb

.97

Mar

.97

Abr

l.97

May

.97

Jun.

97

Jul.9

7

Ago

.97

Set

.97

Oct

.97

Nov

.97

Dic

.97

Ene

.98

Feb

.98

Mar

.98

Abr

.98

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.98

Jun.

98

Jul.9

8

Ago

.98

Set

.98

Oct

.98

Nov

.98

Dic

.98

15,0

14,0

13,0

12,0

11,0

10,0

9,0

8,0

7,0

Lima Sur - Luz del Sur

Buenos Aires - Edesur

Santiago - Chilectra

Ctv

. US

$/kW

.h

dencial (incluye impuestos) en las ciudades de BuenosAires, Santiago y Lima que considera lo último menciona-do.

El precio medio en Chile durante los meses de invierno,se incrementa producto de las tarifas diferenciadas (vera-no e invierno). El incremento es de aproximadamente 15%para aquellos suministros cuyo consumo promedio men-sual supera los 250 kW.h.

(*) Consumo promedio mensual de 125 kW.h


Evolución de las Tarifas de Electricidad

Fecha de Precios Promedio

Fijaciones Energía Potencia TotalTarifarias Ctv US$/kW.h Ctv US$/kW.h Ctv US$/kW.h

Nov. 93 2,84 1,21 4,05

May. 94 2,84 1,20 4,04

Nov. 94 2,89 1,27 4,16

May. 95 3,25 1,27 4,51

Nov. 95 3,55 1,26 4,81

May. 96 3,55 1,24 4,80

Nov. 96 3,19 1,45 4,65

May. 97 3,29 1,38 4,67

Nov. 97 2,91 1,31 4,22

May. 98 2,53 1,37 3,91

Nov. 98 2,39 1,35 3,74

May. 99 2,13 1,33 3,46

Evolución del Precio Medio de EnergíaLIMA

Sector Típico 1: Evolución del Precio Medio Residencial (*)Incluye impuestos

TARIFAS EN BARRA

En los gráficos siguientes se muestra la evolución del precio medio de energía eléctrica en las barras de Lima 220 kV(Lima), Cusco 138 kV (Cusco) y Socabaya 138 kV (Arequipa).

SIGUE EN PAG. 6

Ene

. 97

Feb

.97

Mar

.97

Abr

l.97

May

.97

Jun.

97

Jul.9

7

Ago

.97

Set

.97

Oct

.97

Nov

.97

Dic

.97

Ene

.98

Feb

.98

Mar

.98

Abr

.98

May

.98

Jun.

98

Jul.9

8

Ago

.98

Set

.98

Oct

.98

Nov

.98

Dic

.98

16,0

15,0

14,0

13,0

12,0

11,0

10,0

9,0

8,0

7,0

Lima Sur - Luz del Sur

Buenos Aires - Edesur

Santiago - Chilectra

Ctv

. US

$/kW

.h

Nov

.93

May

.94

Nov

.94

May

.95

Nov

.95

May

.96

Nov

.96

May

.97

Nov

.97

May

.98

Nov

.98

May

.99

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0

POTENCIA

ENERGÍA

TOTAL

Ctv

.US

$/kW

.h

LIMA

(*) Consumo promedio mensual de 300 kW.h durante los meses de Mayo a Setiembre y de 200 kW.h para el resto de meses del año.


Evolución del Precio Medio de EnergíaCUSCO

Evolución del Precio Medio de EnergíaAREQUIPA



Nov. 93 2,47 1,04 3,51

May. 94 2,76 1,08 3,83

Nov. 94 2,62 1,15 3,77

May. 95 2,70 1,15 3,85

Nov. 95 2,60 1,15 3,75

May. 96 2,79 1,31 4,10

Nov. 96 2,97 1,31 4,27

May. 97 3,09 1,32 4,41

Nov. 97 3,03 1,35 4,38

May. 98 2,81 1,42 4,23

Nov. 98 2,80 1,40 4,20

May.99 2,64 1,38 4,02



Nov. 93 1,82 0,94 2,75

May. 94 1,97 0,98 2,95

Nov. 94 1,32 1,06 2,38

May. 95 1,67 0,92 2,59

Nov. 95 1,98 0,99 2,97

May. 96 1,84 1,27 3,12

Nov. 96 2,47 1,27 3,74

May. 97 2,78 1,44 4,22

Nov. 97 2,66 1,35 4,01

May. 98 2,83 1,42 4,26

Nov. 98 2,93 1,25 4,17

May.99 2,78 1,23 4,00

TARIFAS APLICABLES A CLIENTE FINAL

El precio medio residencial ha disminuido en los últimos tres años. A partir de febrero de 1998 el precio medio en Ctv.US$/kW.h es inferior a los registrados en 1995. En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio para un clienteresidencial con un consumo promedio mensual de 125 kW.h. En el mes de mayo de 1999 se aprecia un incrementodel precio medio residencial, debido principalmente al alza de los precios de los combustibles (23 % Diesel 2 y34% Residual 6).

Nov

.93

May

.94

Nov

.94

May

.95

Nov

.95

May

.96

Nov

.96

May

.97

Nov

.97

May

.98

Nov

.98

May

.99

5,04,54,03,53,02,52,01,51,00,50,0

POTENCIA

ENERGÍA

TOTAL

Ctv

.US

$/kW

.h

Nov

.93

May

.94

Nov

.94

May

.95

Nov

.95

May

.96

Nov

.96

May

.97

Nov

.97

May

.98

Nov

.98

May

.99

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

POTENCIA

ENERGÍA

TOTAL

Ctv

.US

$/k

W.h

AREQUIPA

CUSCO


(*) Periodo: Enero 1999 - Mayo 1999

EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO RESIDENCIAL(Consumo mensual de 125 kW.h)

TARIFAS RESIDENCIALES E INFLACIÓN

La variación de los precios medios de electricidad durante 1995 y 1996 fue superior a la variación de la inflación,mientras que durante 1997 y 1998 ocurrió lo contrario. Durante 1999 se aprecia una variación superior a la inflacióndebido principalmente al alza de los precios de los combustibles. Sin embargo, la variación acumulada de los preciosmedios residenciales para el periodo 1995 - 1999 es inferior a la inflación.

VARIACIÓN DE LAS TARIFAS RESIDENCIALES E INFLACIÓN

12

10

8

6

4

2

0

Ene

.95

Mar

.95

May

.95

Jul.9

5

Set

.95

Nov

.95

Ene

.96

Mar

.96

May

.96

Jul.9

6

Set

.96

Nov

.96

Ene

.97

Mar

.97

May

.97

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7

Set

.97

Nov

.97

Ene

.98

Mar

.98

May

.98

Jul.9

8

Set

.98

Nov

.98

Ene

.99

Mar

.99

May

.99

Ctv

. US

$/k

W.h

Cons. de 15 kW.h

65 kW.h

125 kW.h

Inflación

Cons. de

Cons. de

Consumo de 15 kW.h

65 kW.h

125 kW.h

Inflación

Consumo de

Consumo de

50%

40%

30%

20%

10%

0%

-10%

Va

riaci

ón (

%)

1995

11,4%

12,7%

13,0%

10,2%

1996

14,9%

16,0%

16,2%

11,8%

1997

-2,4%

-6,1%

-6,8%

6,5%

1998

3,4%

2,3%

2,1%

6,0%

1999

5,2%

6,2%

6,4%

1,8%

(*) Acumulado

36,1%

33,5%

33,0%

41,6%


INTRODUCCIÓN

La Resolución N° 024-97 P/CTE del 14/10/97 estable-ció las opciones tarifarias y condiciones de aplicación apli-cables a los clientes finales del servicio público de electrici-dad.

Con el objetivo de que los clientes finales del serviciopúblico de electricidad minimicen su factura de acuerdocon el consumo que demandan al sistema, el marcoregulatorio del sector eléctrico contempló el establecimien-to de opciones tarifarias sobre la base de la forma demedición de la energía y potencia para cada nivel de ten-sión del sistema de distribución (media y baja tensión).

Las opciones tarifarias son de libre elección y toman en

Opciones Tarifarias y Condiciones deAplicación

cuenta el nivel de tensión y el sistema de medición de laenergía y potencia.

Las condiciones de aplicación de las opciones tarifariasdefinen los criterios para la facturación de energía y po-tencia, las modalidades de contratación de potencia, lacalificación del cliente con simple medición de potencia(1P) y las restricciones para acceder a algunas opcionestarifarias.

DEFINICIONESLas definiciones señaladas son utilizables únicamente

para los fines de aplicación de las opciones tarifarias ycondiciones de aplicación, de acuerdo a lo establecidopor la Resolución N° 024-97 P/CTE.


OPCIONES TARIFARIAS

Los clientes podrán elegir libremente cualquiera de lasopciones tarifarias, teniendo en cuenta el sistema de me-dición que exige la respectiva opción tarifaria, con las li-mitaciones establecidas en cada caso y dentro del nivel detensión que les corresponda.

La opción tarifaria tomada por los clientes regirá por unplazo de un año, salvo acuerdo con la empresaconcesionaria de distribución.

El cliente podrá cambiar de opción tarifaria, compro-metiéndose con la empresa al pago del remanente quetuviese por concepto de facturación de potencia.

Las opciones tarifarias para los clientes en media y bajatensión son las siguientes:

Para las opciones 1E el pago por energía se calcula me-diante un costo promedio de la energía en horas de pun-ta y en horas fuera de punta. Para las opciones 1P el pagopor potencia se calcula mediante un costo promedio deluso de la potencia según calificación p ó fp. En el caso delas tarifas 2E y/o 2P el pago por potencia y por energía secalcula en función a una medición diferenciada en horasde punta y en horas fuera de punta.

Los cargos de facturación componentes de cada opcióntarifaria son:

MT2 Medición de dos energías activas y dos poten-cias activas - 2E2P� Energía activa en horas de punta y fuera de

punta.� Potencia activa en horas de punta y fuera de

punta.

MT3 Medición de dos energías activas y una po-tencia activa - 2E1P� Energía activa en horas de punta y fuera de

punta.� Potencia activa máxima.� Calificación de potencia:

p: Cliente presente en horas de puntafp: Cliente presente en horas fuera de punta

MT4 Medición de una energía activa y una poten-cia activa - 1E1P� Energía activa total.� Potencia activa máxima.� Calificación de potencia:


1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa en horas de punta.3. Cargo por energía activa en horas fuera de punta.4. Cargo por potencia en horas de punta.5. Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta.6. Cargo por energía reactiva.

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa en horas de punta.3. Cargo por energía activa en horas fuera de punta.4. Cargo por potencia.5. Cargo por energía reactiva.

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa.3. Cargo por potencia.4. Cargo por energía reactiva.

MEDIA TENSIÓN

Opción Tipo de Medición Cargos de Facturación

SIGUE EN PAG. 10


BT2 Medición de dos energías activas y dos poten-cias activas - 2E2P� Energía activa en horas de punta y fuera de

punta.� Potencia activa en horas de punta y fuera de

punta.

BT3 Medición de dos energías activas y una potenciaactiva - 2E1P� Energía activa en horas de punta y fuera de

punta.� Potencia activa máxima.� Calificación de potencia:


BT4 Medición de una energía activa y una potenciaactiva - 1E1P� Energía activa total.� Potencia activa máxima.� Calificación de potencia:


BT5 Medición de energía activa total - 1E

BT6 Exclusivamente para casos especiales - 1P

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa en horas de punta.3. Cargo por energía activa en horas fuera de punta.4. Cargo por potencia en horas de punta.5. Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta.6. Cargo por energía reactiva.

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa en horas de punta.3. Cargo por energía activa en horas fuera de punta.4. Cargo por potencia.5. Cargo por energía reactiva.

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa.3. Cargo por potencia.4. Cargo por energía reactiva.

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por energía activa.

1. Cargo fijo mensual.2. Cargo por potencia activa.

BAJA TENSIÓN

Opción Tipo de Medición Cargos de Facturación

CONDICIONES DE APLICACIÓN GENERALES

Cargos de Facturación

1. Cargo fijo mensual

El cargo fijo mensual es independiente del consumo, yse efectuará incluso si éste es nulo.

2. Facturación de energía activa

La facturación por energía activa se obtendrá multipli-cando el o los consumos de energía activa, expresadoen kilowatts-hora (kW.h), por el respectivo cargo uni-tario, según corresponda.

3. Facturación de potencia activa

La facturación de potencia activa se obtendrá multipli-cando los respectivos kilowatts (kW) de potencia activapor el precio unitario correspondiente, según las con-diciones específicas para cada opción tarifaria. La fac-turación de potencia se realizará incluso si el consumode energía es nulo o el suministro se encuentre desco-nectado por falta de pago durante la vigencia de laopción tarifaria.

La facturación de potencia se podrá efectuar según lassiguientes modalidades a elección del cliente:

� Potencia contratada

En esta modalidad la potencia a facturar se denominapotencia contratada y será definida por el cliente. Losclientes podrán decidir entre dos opciones de contra-tación de potencia:

� Potencia contratada para consumos estacionales.� Potencia contratada para consumos no estacionales.

� Potencia Variable

El cliente podrá elegir la modalidad de facturación porpotencia variable en lugar de la de potencia contrata-da sólo cuando tenga los equipos de medición nece-sarios.En esta modalidad la potencia a facturar se denominapotencia variable y será determinada como el prome-dio de las dos mayores demandas máximas del clien-te, en los últimos doce meses, incluido el mes que sefactura.



4. Facturación de energía reactiva

Número de Motores o Potencia Máxima estimadaArtefactos Eléctricos como porcentaje (%) de la

Conectados carga conectada

1 1002 903 804 70

5 o más 60

Cada aparato de calefacción se considerará como mo-tor para efectos de aplicar esta tabla.

Los valores de potencia máxima que resulten de aplicaresta tabla deberán modificarse, si es necesario, de formatal que la potencia máxima estimada no sea en ningúncaso menor que la potencia del motor o artefacto másgrande, o que el 90% de la potencia sumada de los dosmotores o artefactos más grandes, o que el 80% de lapotencia sumada de los tres artefactos o motores más gran-des.

Se entenderá como carga conectada en motores o arte-factos la potencia nominal de estos equipos.

Alternativamente, el cliente podrá solicitar potenciascontratadas distintas de las determinadas mediante el pro-cedimiento anterior. En este caso, la distribuidora podráexigir la instalación de un limitador o de limitadores, encaso que ello sea necesario, los que serán de cargo delcliente.

Determinación de la Potencia Contratada

La potencia contratada del cliente no podrá ser mayorque la potencia conectada solicitada por el mismo para susuministro.

La potencia contratada, tanto en hora punta como enhora fuera de punta, se determinará mediante la medi-ción de la demanda máxima con instrumentos adecua-dos.

Alternativamente, los clientes podrán solicitar una po-tencia contratada distinta a la obtenida a partir de la me-dición de la demanda máxima.

1. Clientes en Media Tensión (MT)

En el caso de los clientes de media tensión (MT), ladistribuidora podrá exigir la instalación de equiposlimitadores de potencia, especificados por ella misma, laque será de cargo del cliente. Los equipos limitadores depotencia podrán ser colocados en los circuitos de bajatensión del cliente.

2. Clientes en Baja Tensión (MT)

Para los clientes de baja tensión (BT) se sumará a la po-tencia instalada en el alumbrado, la potencia del resto dela carga conectada, estimada de acuerdo a la siguientetabla:


CONDICIONES DE APLICACIÓN ESPECÍFICAS

Opciones Tarifarias MT2 y BT2

Consideran precios diferenciados para la facturación de potencia según si ésta se efectúa en horas de punta o bien enhoras fuera de punta.

1. Clientes No Estacionales

2. Clientes Estacionales

En esta modalidad asume que el periodo estacional alto de los clientes no es coincidente con el periodo de punta delsistema de distribución y que además no origina mayores costos a la empresa distribuidora ante su suministrador. Si esteno fuera el caso y existe un perjuicio a la empresa distribuidora, los clientes deberán acordar con la empresa distribuidorauna compensación, según lo indicado en las condiciones generales.


2. Información necesaria para efectuar la Calificación del Cliente

La calificación del consumo del cliente debe realizarse a base de los registros de potencia y energía. Para los registros depotencia antes mencionados, se instalarán provisionalmente los equipos apropiados para efectuar los registros corres-pondientes por un periodo mínimo de tres días consecutivos.

La empresa distribuidora para fines de verificación podrá mantener los equipos de medición por un periodo mayor.

3. Vigencia de la Calificación

Opciones Tarifarias MT3, MT4, BT3 y BT4

Consideran precios diferenciados para la facturación de potencia según si los clientes se encuentran calificados como�presentes en punta� o �presentes en fuera de punta�.

La facturación por potencia es igual al producto de la potencia a facturar por el cargo de potencia respectivo.

1. Calificación del Cliente

La calificación del cliente se efectúa según el grado de utilización de la potencia en horas de punta o fuera de punta.(Ver gráficos en la siguiente página)

Opciones Tarifarias BT5 y BT6

INFORMACIÓNESTADÍSTICA


En 1998, las ventas en el mercadolibre representaron el 45% de las ventastotales; dicha cifra es superior a lo re-gistrado en 1996 y 1997 donde dicha par-ticipación fue de 34% y 41% respectiva-mente.

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA (MW.h) - AÑOS 1996, 1997 y 1998

Los tres últimos años han significado un crecimiento significativo en el sector Electricidad. La incorporación denuevas empresas de generación (Electro Andes, Enersur y Shougesa) al negocio eléctrico, ha impactado en el incre-mento de las ventas del sector. En el gráfico se muestra la participación en las ventas de las nuevas empresas.

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO (GW.h)

MERCADO ELÉCTRICO

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

En los sectores Industrial, Residen-cial, Comercial y de Alumbrado públicolas ventas representan el 55%, 26%,15% y 4%, respectivamente.

VENTAS ANUALES GW.h

MERCADO 1996 1997 (/1) 1998 (/2)

Libre 3 525 5 115 6 234Regulado 6 776 7 287 7 750

Total 10 301 12 402 13 984

(/1) Electro Andes, Enersur y Shougesa representan1 334 GW.h

(/2) Electro Andes, Enersur y Shougesa representan2 404 GW.h

En 1998, las ventas en la Muy Alta Ten-sión, Alta Tensión, Media Tensión y BajaTensión representan el 16%, 12%, 30% y42%.



EVOLUCIÓN DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA - AÑOS 1996, 1997 y 1998

El comportamiento de la facturación nominal en US$ de los años 1996, 1997 y 1998 ha tenido un comportamientoparticular debido a los ajustes en materia de regulación y al incremento significativo del tipo de cambio (2,45 - 2,66y 2,93 soles x US$ respectivamente).

FACTURACIÓN ANUAL (Millones US$)

MERCADO 1996 1997 (/1) 1998 (/2)

Libre 187 276 310Regulado 708 741 680

Total 895 1 017 990

(/1) Electro Andes, Enersur y Shougesa representanUS$ 77 Millones.

(/2) Electro Andes, Enersur y Shougesa representanUS$ 129 Millones.

ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTA DE ENERGÍA

El crecimiento del mercado libre en losaños 1997 y 1998 ha contribuido a que suparticipación respecto a la facturaciónanual por venta de energía en el país seincremente del 21% en 1996 al 31% en1998.

En lo que respecta a la facturación porventas de energía durante 1998 en cadanivel de tensión, las ventas en Muy AltaTensión, Alta Tensión, Media Tensión y BajaTensión representaron el 12%, 7%, 23% y58%, respectivamente.

Asimismo, la facturación efectuada du-rante 1998 de acuerdo a los diversos ti-pos de consumo muestra que las empre-sas facturaron al sector residencial el37%, al sector comercial el 16%, al sec-tor industrial el 42% y por el servicio dealumbrado público el 5%.



EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES - AÑOS 1996, 1997 y 1998

El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en 1998 se hanatendido 274 466 y 93 300 nuevos suministros que en 1996 y que en 1997 respectivamente.

INCREMENTOAÑO CLIENTES RESPECTO A 1996

1996 2 778 019 -

1997 2 959 185 6,5%

1998 3 052 485 9,9%

La mayor participación del sectorresidencial revela que el 91,4% desuministros en el país correspondena clientes de este tipo, el 0,2% a su-ministros de alumbrado público, el0,4% a clientes industriales y el 8,0%a clientes del tipo clientes del tipocomercial.

El sector residencial por su parte, estáconformado por:

32,5% de clientes con consumos entre0 y 30 kW.h al mes,



14,2% de clientes con consumos entre151 y 300 kW.h al mes y,

4,5% de clientes con consumos entre301 y 500 kW.h al mes y,

2,8% de otros consumos.

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO LIBRE

Durante 1998, la evolución de los precios medios del mercado libre han mostrado un comportamiento uniformecon un ligero incremento en los últimos meses. A diciembre de 1998, el precio promedio libre se ubicó en5,35 Ctv. US$/kW.h. El precio medio en muy alta tensión se ubicó en 5,43 Ctv. US$/kW.h, en alta tensión4,68 Ctv. US$/kW.h y en media tensión 5,79 Ctv. US$/kW.h.



Las ventas de energía en el mercado libre se han incrementado significativamente en 1998. Las ventas conrespecto a 1997 se han incrementado en 22%, lo que ha significado una reducción del precio promedio libre de5.38 Ctv. US$/kW.h en 1997 a 4.95 Ctv. US$/kW.h en 1998.

ENERGÍA FACTURACIÓN CLIENTES PRECIO MEDIO(GW.h) (Miles US$) Ctv.US$/kW.h

1996 Muy Alta Tensión 1 116 46 8 4,12Alta Tensión 847 42 28 4,96Media Tensión 1 553 98 146 6,31Baja Tensión 9 1 10 11,11

Total 1996 3 525 188 192 5,30

1997 Muy Alta Tensión 1 932 112 11 5,80Alta Tensión 1 340 53 34 3,96Media Tensión 1 836 109 153 5,94Baja Tensión 7 1 9 14,29

Total 1997 5 115 276 207 5,38

1998 Muy Alta Tensión 2 255 117 17 5,19Alta Tensión 1 680 72 36 4,29Media Tensión 2 297 120 157 5,19Baja Tensión 1 0 1 16,05

Total 1998 6 234 310 211 4,95

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS MEDIOS DEL MERCADO LIBRE



PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE (SICN)

La producción de energía eléctrica durante 1998,en el Sistema Interconectado Centro Norte segúnel COES-SICN fue 13 408 GW.h, lo que represen-ta un incremento del 10,2% con respecto a la pro-ducción del año anterior (12 170 GW.h). Este in-cremento se debe al ingreso de Autoproductoresen el segundo semestre de 1997 y al ingreso denuevas centrales en 1998.

Durante el año 1998, las centrales que se haninterconectado al SICN, fueron las centrales tér-micas a gas natural de Talara con 80MW (19 deFebrero) y Aguaytía con 155MW (20 de Julio).

Para 1998, las empresas generadoras que handisminuido su producción total son: Egenor(13,1%), Etevensa (56,6%) y Shougesa(29,1%).

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SICN - GW.h

EMPRESAS 1997 1998

HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

Electroperú 5 916 0 5 916 6 424 0 6 424Edegel 2 476 394 2 869 3 049 23 3 072Egenor 1 363 230 1 592 1 348 36 1 384Etevensa 0 757 757 0 328 328Eepsa (*) 0 106 106 0 386 386Electroandes 509 0 509 1 079 0 1 079Cahua (**) 268 2 270 277 13 290Aguaytía (***) 0 0 0 0 339 339Shougesa 0 151 151 0 107 107

TOTAL 10 531 1 639 12 170 12 177 1 231 13 408

(*) : CT Malacas desde Julio 1997, CT Talara desde Febrero 1998(**) : Incluye a la CH Pariac desde Julio 1997, a CH Gallito Ciego desde Noviembre 1997 y

a GD Pacasmayo desde Noviembre 1997(***) : TGN de Aguaytia desde Julio 1998

INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCION EN EL SICN

EMPRESA 1998 Vs 1997

HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

Electroperú 8,6% 0,0% 8,6%Edegel 23,2% -94,1% 7,1%Egenor -1,0% -84,4% -13,1%Etevensa 0,0% -56,6% -56,6%Eepsa 0,0% 263,2% 263,2%Electroandes 112,0% 0,0% 112,0%Cahua 3,3% 467,4% 7,1%Shougesa 0,0% -29,1% -29,1%

TOTAL 15,6% -24,9% 10,2%

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SICNComparación Anual

12 170

13 408



Por tipo de fuente, se observa que las centralestérmicas muestran un decremento del 24,9%, mien-tras que las centrales hidráulicas presentan un incre-mento del 15,6%. Esto, en términos de participaciónen la producción total de energía por tipo de fuente,se traduce en una disminución de la producción tér-mica de un 13% en 1997 a sólo 9% en 1998. Estadisminución se fundamenta debido a que el año 1998,fue un año más húmedo que el año 1997.

En la estadística de evoluciónde la capacidad efectiva de lascentrales eléctricas se observaun incremento de 14,2% en lacapacidad térmica de Etevensa,debido a la adecuación de susunidades para incorporar el sis-tema de inyección de aguaincrementando su potenciaefectiva.

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SICN - MW

EMPRESA 1997 1998


Electroperú 780 0 780 780 0 780Edegel 520 260 780 520 260 780Egenor 225 172 397 225 172 397Etevensa 0 493 493 0 563 563Eepsa (*) 0 31 31 0 130 130Electroandes 165 0 165 165 0 165Cahua (**) 81 9 90 81 9 90Aguaytía (***) 0 0 0 0 155 155Shougesa 0 55 55 0 55 55

TOTAL 1 771 1 019 2 790 1 771 1 343 3 113

(*) : CT Malacas desde Julio 1997, CT Talara desde Febrero 1998(**) : Incluye a la CH Pariac desde Julio 1997, a CH Gallito Ciego desde Noviembre 1997 y

a GD Pacasmayo desde Noviembre 1997(***) : TGN de Aguaytia desde Julio 1998



INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDADEFECTIVA DEL SICN



Electroperú 0,0% 0,0% 0,0%Edegel 0,0% 0,0% 0,0%Egenor 0,0% 0,0% 0,0%Etevensa 0,0% 14,2% 14,2%Eepsa 0,0% 317,7% 317,7%Electroandes 0,0% 0,0% 0,0%Cahua 0,0% 0,0% 0,0%Shougesa 0,0% 0,0% 0,0%

TOTAL 0,0% 31,7% 11,6%

El incremento en la capacidad efectiva de Eepsase debe a la interconexión al sistema de la centraltérmica de Talara.

La capacidad efectiva del sistema, por tipo decentral, muestra un incremento en la participacióntérmica de 37% a 43%, contrario a la disminuciónmostrada en la gráfico correspondiente a la produc-ción de energía.



SISTEMA INTERCONECTADO SUR (SIS)

La producción de energía eléctrica durante1998, en el Sistema Interconectado Sur se-gún el COES-SUR fue 2618 GW.h, lo que re-presenta un incremento de 7.9% con respec-to a la producción correspondiente a 1997(2427 GW.h).

La única empresa generadora que registródisminución en su producción fue Egemsa,debido a la pérdida de la central hidroeléctri-ca de Machupicchu a fines del mes de Febre-ro de 1998. Las demás empresas generado-res han mostrado un incremento de su pro-ducción, permitiendo cubrir la demandadesabastecida por la central de Machupicchu.

Durante el año 1998, la producción hidráulica, engeneral, ha disminuido. La pérdida de la central hi-droeléctrica de Machupicchu, ha permitido que lascentrales térmicas existentes operen a plena car-ga y tengan una mayor participación en la cobertu-ra de la demanda del sistema.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA EN EL SIS - GW.h

EMPRESA 1997 1998


Egemsa 805 0 806 138 113 252Egasa 686 83 769 740 397 1 137Enersur 0 664 664 0 1 030 1 030Egesur 82 105 187 74 126 199

TOTAL 1 574 853 2 427 953 1 665 2 618



Egemsa -82,8% 23 922,7% -68,8%Egasa 7,9% 378,0% 47,8%Enersur 0,0% 55,0% 55,0%Egesur -9,8% 19,1% 6,5%

TOTAL -39,5% 95,2% 7,9%

INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SIS



En la estadística de evoluciónde la capacidad efectiva de lascentrales se observa una fuer-te disminución en la capacidadde Egemsa, mientras queEgasa y Enersur muestran in-crementos (térmicos) del 15%y 20% respectivamente.

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SIS - MW

EMPRESA 1997 1998


Egemsa 107 24 131 1 40 41Egasa 165 48 213 165 80 245Enersur 0 172 172 0 207 207Egesur 35 22 57 35 22 57

TOTAL 307 266 573 200 349 549



Egemsa -99,5% 70,2% -68,8%Egasa 0,2% 65,5% 15,1%Enersur 0,0% 20,0% 20,0%Egesur 0,0% 0,0% 0,0%

TOTAL -34,6% 31,1% -4,1%

INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDADEFECTIVA DEL SICN

La capacidad efectiva del sistema, portipo de central, muestra un incremento enla participación térmica de 46% en 1997 a63% en 1998. Este incremento de la parti-cipación térmica tiene relación directa conel incremento mostrado en el gráfico co-rrespondiente a la producción de energía.Lo cual implica que, frente a la pérdida dela central hidroeléctrica de Machupicchu(107MW), el COES-SUR para abastecerla demanda del sistema ha recurrido a laoperación de las máquinas térmicas dis-ponibles y a la vez ha demandado el ingre-so de nuevas centrales térmicas.



La CTE calcula dos veces por año los costos de genera-ción de energía y potencia sobre la base de una serie demodelos matemáticos de optimización. Dichos cálculos sonutilizados para la determinación de las tarifas en barra paracada periodo semestral, los mismos no deben diferir en +/-10% de los precios vigentes del mercado de clientes libres,cálculo determinado a través de la comparación de precios.

La comparación de precios se efectúa independientementepara cada sistema interconectado. Para ello, con la estruc-tura del consumo y precios del mercado de clientes libres ylos precios teóricos determinados por la CTE, se calculanlos precios promedio ponderado libre y teórico, los mismosque no deben diferir del límite máximo estipulado. Esto es:

Precio Medio TeóricoComparación = �� (a)

Precio Medio Libre

Esta variable �Comparación� indica la variación del preciomedio teórico respecto del precio medio libre y permite medirdirectamente la desviación máxima permisible de los pre-cios teóricos; para ello �Comparación� debe mantenersedentro de los límites siguientes:

0,9 < Comparación < 1,1 (b)

COMPARACIÓN DE PRECIOS NO REGULADOS (LIBRES) CONLOS PRECIOS TEÓRICOS

De las ecuaciones (a) y (b) se concluyen las siguientesafirmaciones:

� Si �Comparación� es menor que 0,9, implica que el pre-cio medio teórico difiere en más del 10% de su equiva-lente libre, por lo que los precios teóricos de energía de-ben reajustarse mediante de un Factor de ajuste, hastaque el valor de la comparación alcance el mínimo valorlímite exigido por la Ley. Para este caso el factor de ajus-te será mayor que uno y en consecuencia incrementarálas tarifas teóricas.

� Si �Comparación� es mayor que 1,1, implica que el pre-cio medio teórico excede en más del 10% a su equiva-lente libre; por lo que los precios teóricos de energía de-ben reajustarse, a través de un Factor de ajuste, hastaque el valor de la comparación alcance el máximo valorlímite exigido por la Ley. Para este caso el factor de ajus-te será menor que la unidad y en consecuencia disminui-rá las tarifas teóricas de energía hasta que el valor de lacomparación cumpla con la exigencia de la Ley.

� Caso contrario, los precios teóricos no requieren ajustealguno por que se encuentran dentro de las toleranciasque la Ley estipula y automáticamente se convierten enPrecios en Barra que la CTE publica semestralmente

En el SICN, la única vez que los precios teóricos sufrieronun ajuste por efectos de comparación fue en la fijación detarifas de noviembre de 1998. El incremento fue inferior al1%.



Para el Sur, la comparación de precios entre el mercadoregulado y no regulado se muestra desde noviembre de 1995.

Desde un inicio los precios del mercado libre estuvieronpor encima de los precios regulados, ocasionando el incre-mento de precios en las fijaciones de Noviembre 1995 ymayo de 1996, tal como se puede ver en el gráfico inferior.

Para el Sur, en aplicación del D.S. 021-97-EM del 10 deoctubre de 1997, la comparación de precios se efectúa nocon los precios del mercado libre sino con los de un siste-ma económicamente adaptado. Estas tarifas adaptadas,en las últimas cuatro fijaciones tarifarias, han disminuidolas tarifas en barra tal como se visualiza en el gráfico.



EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMASELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

Los gráficos siguientes muestran la tendencia decreciente de las pérdidas reales de energía a partir de 1993 anivel país como a nivel empresa de distribución.

La reducción de las pérdidas reconocidas en el año 1998 se debe a la reducción gradual (por año) de laspérdidas reconocidas prevista en la Regulación de Distribución de Noviembre de 1997 (Resolución N° 023-97P/CTE).

90 91 92 93 94 95 96 97 98

25 %

20 %

15 %

10 %

5 %

0 %

Pérdidas RealesPérdidas ReconocidasPérdidas Estándar

8 %

8 % 8 % 8 % 8 % 8 % 7 % 7 %

8 % 9 % 8 % 8 % 8 %5%

9% 9%

7 %7 %

13,9%15,4%

21,8%20,6%

19,7%

17,1%

14,6%

12,4%

90 91 92 93 94 95 96 97 98

25%20%15%10%

5%0%

Edelnor (Lima Metr.)

90 91 92 93 94 95 96 97 98*

Luz del Sur

90 91 92 93 94 95 96 97 98

30%

20%

10%

0%

Electro Centro

90 91 92 93 94 95 96 97 98*

50%40%30%20%10%

0%

Electro Ucayali

90 91 92 93 94 95 96 97 98

Electro Oriente

90 91 92 93 94 95 96 97 98

25%20%15%10%

5%0%

Ede Cañete

90 91 92 93 94 95 96 97 98

25%20%15%10%

5%0%

Electro Sur

90 91 92 93 94 95 96 97 98

35%30%25%20%15%10%5%0%

Seal

90 91 92 93 94 95 96 97 98

25%20%15%10%

5%0%

Electro Sur Medio

90 91 92 93 94 95 96 97 98

25%20%15%10%

5%0%

Edelnor (Zonal Chancay)

90 91 92 93 94 95 96 97 98

40%

30%

20%

10%

0%

Electro Norte

90 91 92 93 94 95 96 97 98

40%

30%

20%

10%

0%

Hidrandina

90 91 92 93 94 95 96 97 98

40%35%30%25%20%15%10%5%0%

Sersa (Rioja)

90 91 92 93 94 95 96 97 98*

40%

30%

20%

10%

0%

Electro Nor Oeste

90 91 92 93 94 95 96 97 98

30%25%20%15%10%5%0%

35%30%25%20%15%10%5%0%

Electro Sur Este

25%20%15%

10%

5%0%

Comisión de Tarifasde Energía

18,2%


PANORAMA DEL SECTORELÉCTRICO

El año 1998 se caracterizó por unadisminución en la actividad económicadurante el primer semestre la cual estu-vo acompañada por una menor deman-da, y que resultó en un deterioro de losresultados financieros de las empresas,principalmente a través de una dismi-nución en los ingresos. Asimismo, losestados financieros de 1998 reflejantodavía los efectos negativos del fenó-meno de El Niño sobre los activos e in-gresos de las empresas. Sin embargo,luego de que algunas empresas han em-pezado a evaluar y contabilizar las pér-didas en sus activos, tales como Egemsa,la situación a fin de año habría sidomenos dramática que las previsionesiniciales.

Un hecho que destacó en el sectoreléctrico durante 1998, fue la privati-zación de las empresas Electro Centro,Electro Norte Medio, Electro Norte yElectro Nor Oeste, lo que significa queel 80% de los clientes del servicio pú-blico de electricidad son atendidos porempresas de distribución privadas.

La generación de energía fue de16 316 GW.h, que comparado con lageneración de 1997 representa un in-cremento del 7%. Del total de la gene-ración el 81% (13 232 GW.h) correspon-de a generación hidráulica y el 19%(3 083 GW.h) a generación térmica.

En 1998 las ventas de energía a losclientes finales del mercado eléctrico(libre y regulado) fueron de 13 984GW.h. El incremento del total de lasventas de energía respecto al año 1997fue de 13%. El mercado regulado regis-tró ventas por 7 750 GW.h, las que conrelación al año 1997 representa un in-cremento de 6%. El mercado libre re-gistró ventas por 6 234 GW.h, las quecon relación al año 1997 representa unincremento de 22%. El incremento sig-nificativo de las ventas, en especial delmercado libre, se debe al ingreso a par-tir de julio de 1997 de las empresas degeneración de Electroandes, Enersur yShuogesa, lo que hace que la compara-ción de las ventas de 1998 con respec-to a 1997 muestre un incremento signi-ficativo.

La facturación por las ventas de ener-gía a los clientes finales del mercadoeléctrico (libre y regulado) fue de US$990 millones (S/. 2 901 millones). Lavariación de la facturación en US$ conrespecto al año 1997 fue de -2,7%.

El número de clientes a diciembre de1998 fue 3 052 485, lo que significó unincremento de 3,2% con respecto alaño 1997.

BALANCE GENERALLos resultados financieros al 31 de di-ciembre de 1998 muestran un ligeroincremento en el nivel de activos de las

Situación Económica y Financiera de las Empresasde Electricidad al 31 de Diciembre de 1998

ACTIVO FIJO

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAL 31 DE DICIEMBRE DE 1998

(Cifras Ajustadas)(En Millones de Nuevos Soles)

Distribución Generación Transmisión TOTAL

ACTIVO Activo Corriente 882,9 1 839,7 345,6 3 068,2 Activo no Corriente 5 416,7 13 401,8 1 334,5 20 153,0 Activo Fijo 5 330,4 9 686,2 1 271,5 16 288,1 Activo no Corrientes 86,3 3 715,6 63,0 3 864,8

TOTAL ACTIVO 6 299,6 15 241,6 1 680,1 23 221,2

PASIVO Y PATRIMONIO Pasivo 1 765,2 5 380,6 205,3 7 351,1 Pasivo Corriente 783,2 918,6 49,4 1 751,2 Pasivo no Corriente 982,0 4 462,0 155,8 5 599,8 Patrimonio Neto 4 534,4 9 861,0 1 474,8 15 870,2

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 6 299,6 15 241,6 1 680,1 23 221,2

empresas del sector, alcanzando la cifrade S/. 23 221 millones, un 5,9% másque en diciembre de 1997. Estos acti-vos se dirigen predominantemente a lainversión orientada al mediano y largoplazo, así el activo no corriente alcanzólos S/. 20 153 millones, con un incre-mento de 5,5%, que contrapesó laspérdidas contabilizadas por Egemsa.

En lo que respecta al patrimonio neto,las empresas eléctricas continúan depen-diendo fuertemente del mismo, el cualalcanza los S/. 15 870 millones, equiva-lente al 68,3% del pasivo y patrimonio.En lo referente al pasivo, los pasivos nocorrientes son los más relevantes con


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAL 31 DE DICIEMBRE DE 1998

(Cifras Ajustadas)(En Millones de Nuevos Soles)

Distribución Generación Transmisión Total

Ingresos 2 499,6 2 188,1 204,3 4 892,0Gastos 2 288,5 1 537,0 134,5 3 960,0

Combustibles y Lubricantes 51,7 236,3 0,0 288,0Compra de energía 1 366,0 452,3 0,0 1 818,3Cargas de personal 229,3 125,7 21,7 376,8Servicios de terceros 257,6 227,0 15,8 500,4Provisiones del ejercicio 272,2 367,6 79,3 719,1Otros Gastos 111,7 128,0 17,7 257,4

Utilidad (Pérdida) de Operación 211,1 651,1 69,8 932,1Ingresos (Gastos) no Operativos (46,6) (382,7) (12,8) (442,2)Utilidad (Pérdida) Neta 164,5 268,5 57,0 489,9Generación Interna de Recursos 483,3 1 018,8 149,1 1 651,1

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR ACTIVIDAD

INGRESOS GASTOS

UTILIDAD DE OPERACIÓN(Porcentaje del Total de Ingresos)

GENERACIÓN INTERNA DE RECURSOS(Porcentaje del Total de Ingresos)


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAL 31 DE DICIEMBRE DE 1998

(Cifras Ajustadas)(En Miles de Nuevos Soles)

Utilidad Generación UtilidadIngresos Gastos (Pérdida) Interna de (Pérdida)

de Operación Recursos Neta

Coelvisa 2 931 4 251 (1 320) (1 173) 134Edecañete 11 833 11 617 216 2 186 1 016Edelnor 794 885 679 749 115 135 197 056 157 538Electro Centro 111 413 112 068 (656) 16 064 (9 532)Electro Norte 70 625 73 385 (2 759) 5 924 (3 621)Electro Norte Medio 157 423 178 414 (20 991) 8 577 (33 757)Electro Nor Oeste 83 315 105 091 (21 775) (4 887) (35 928)Electro Oriente 62 062 74 021 (11 959) 4 572 (32 228)Electro Sur 42 673 41 150 1 523 6 519 953Electro Sur Este 98 947 102 072 (3 125) 17 030 (20 771)Electro Sur Medio 72 654 71 855 799 9 335 3 482Electro Ucayali 25 643 25 269 374 4 407 926Emsemsa 1 368 1 572 (204) (183) (343)Luz del Sur 817 175 665 949 151 227 203 145 133 214Seal 145 426 140 900 4 526 14 549 3 340Sersa 1 213 1 118 94 149 48

Distribución 2 499 586 2 288 482 211 105 483 270 164 470

Cahua 25 318 16 868 8 451 12 126 7 703Chavimochic 1 067 3 316 (2 249) 316 (2 286)Edegel 391 638 187 197 204 441 281 644 167 309Electro Andes 140 334 132 054 8 281 8 308 6 110Eepsa 92 592 97 788 (5 196) 9 059 843Egasa 157 862 107 219 50 642 80 135 43 179Egemsa 84 877 93 896 (9 019) (569) (27 109)Egenor 168 416 128 577 39 839 83 396 59 058Egesur 30 487 29 929 558 6 654 10 280Electroperú 678 410 447 851 230 559 369 333 (119 397)Enersur 220 731 143 042 77 689 87 512 74 679Etevensa 142 525 97 972 44 553 72 209 47 460Pariac 1 492 521 971 1 210 (334)Shougesa 52 365 50 738 1 627 7 428 959

Generación 2 188 115 1 536 967 651 147 1 018 761 268 453

Etecen 179 547 110 586 68 960 134 923 49 034Etesur 24 797 23 956 841 14 185 7 941

Transmisión 204 343 134 542 69 801 149 108 56 976

SICN 3 997 328 3 177 419 819 908 1 415 997 428 661SISUR 805 800 682 164 123 635 226 014 92 492SIST. AISL. 88 918 100 408 (11 490) 9 128 (31 254)

TOTAL 4 892 045 3 959 991 932 053 1 651 139 489 899


S/. 5 600 millones que implica un incre-mento de 13% respecto al año anterior.

Con respecto a las cifras por actividad,las empresas generadoras continúan con-tando con el mayor monto de activosque ascienden a los S/. 15 242 millo-nes, lo que implica un crecimiento de3,4% respecto a diciembre de 1997. Porsu parte, las distribuidoras obtuvieronS/. 6 300 millones, con un incrementode 13,3%, mientras que las transmiso-ras poseen un nivel de activos deS/. 1 680 millones, donde algunas in-versiones en activo fijo explicarían uncrecimiento de 4,4%.

Al mismo tiempo se observa un fuer-te incremento en los pasivos de lasdistribuidoras y generadoras de 16,2% y15,4%, con niveles de S/. 1 765 millo-nes y S/. 5 381 millones respectivamen-te. Por su parte, se aprecia que el incre-mento de los pasivos de las transmiso-ras fue de 36,9%, principalmente porparte de Etecen que asumió fuertes pa-sivos corrientes, pero que sin embargocontinúan siendo proporcionalmentemenores a las otras actividades.

En lo que respecta al patrimonio neto,las generadoras mostraron una ligera dis-minución de 2,3%. Por su parte, lasdistribuidoras experimentaron un incre-mento de 12,1%, mientras que las trans-misoras incrementaron su patrimonioneto en 1,1%.

ESTADO DE GANANCIAS YPÉRDIDAS

Los ingresos totales de las empresasdel sector alcanzan los S/. 4 892 millo-nes, que representan una disminuciónde 5,9% respecto a 1997. Por su parte,los gastos de las empresas se ubicaronen S/. 3 960 millones, 6,4% menores alos registrados en 1997. Esta situaciónindicaría que las empresas se han vistoen la necesidad de disminuir gastos paraevitar una fuerte reducción en sus már-genes operativos dada la disminución desus ingresos. De esta forma las utilida-des operativas se ubican en los S/. 932millones, lo que significa una reducciónde 3,5% respecto al año pasado.

Con relación a las cifras por actividad,se aprecia una disminución de los ingre-sos de las distribuidoras de 6,4% conrelación a diciembre de 1997, ascendien-do a S/. 2 500 millones, lo que las ha-bría obligado a reducir sus gastos en

7,8%. Las utilidades operativas alcanzanlos S/. 211 millones, 11,2% mayores alas del año anterior.

Por su parte, en las empresas gene-radoras, la evolución ha sido menos fa-vorable, observándose que tanto los in-gresos como los gastos se mantienencasi a los mismos niveles que 1997, ubi-cándose en S/. 2 188 millones yS/. 1 537 millones respectivamente, loque indica contracciones de 6,5% y5,2% respecto a 1997. De esta formasus utilidades operativas se ubican enS/. 651 millones, 9,6% menores a lasobtenidas en 1997.

En las transmisoras se observa un cre-cimiento de los ingresos de 10,4%, lle-gando a los S/. 204,3 millones debidoprincipalmente a los mayores ingresospor peajes, permitiéndoles incremen-tar su nivel de utilidades operativas en24,4%, pese al incremento de sus gas-tos en 4,3%.

RATIOS FINANCIEROSEn función a los estados financieros

de las empresas al 31 de diciembre de1998, se ha preparado varios ratios agru-pados según criterios de liquidez, sol-vencia, rentabilidad y eficiencia. Cabeindicar que los ratios para los totalesconsolidados (por sistemas y actividad)fueron calculados sobre la agregaciónde las cuentas de las empresas que per-tenecen a cada grupo, bajo el supuestode que el conjunto creado en cada casofunciona como una empresa.

Empresas DistribuidorasLos indicadores de liquidez de las

distribuidoras muestran un deterioro enla capacidad de las empresas para res-paldar sus pasivos de corto plazo conlos activos corrientes. Los diferentesratios con los cuales se mide la liquidezse han visto reducidos respecto a 1997,lo que se aprecia principalmente en elcaso de la razón corriente, con una dis-minución de 23,6%.

Paralelamente, la solvencia de lasempresas también se ha visto afectada,principalmente por un incremento ensu endeudamiento patrimonial, siendoel caso extremo la empresa Emsemsaque tiene un apalancamiento superiora la unidad. Al mismo tiempo, las em-presas con menor endeudamiento pa-trimonial son Electro Centro y Electro

Ucayali con niveles inferiores al 10%.

Respecto a la rentabilidad de las em-presas, se aprecia un comportamientosimilar al registrado en 1997, medida porlos ratios de rentabilidad bruta, opera-cional y neta, como en la rentabilidaddel patrimonio. De esta forma, empre-sas como Edelnor y Luz del Sur presen-tan indicadores de rentabilidad neta de19,8% y 16,%, que son mayores a losde diciembre de 1997 los cuales se ubi-caron en 17,9% y 16,0% respectivamen-te.

Por su parte, la gestión de cobranzade las distribuidoras ha mejorado ligera-mente con relación a diciembre de 1997,tanto en la rotación como en la efectivi-dad de cobranza que alcanza los 66 días,todavía bastante alto. Aún así, empre-sas como Edelnor y Luz del Sur hanincrementado su efectividad de cobran-za en aproximadamente 8 días.

Empresas GeneradorasCon respecto a la liquidez, se obser-

va un deterioro en la razón corriente yla prueba ácida, contrariamente a un in-cremento en la disponibilidad de liqui-dez inmediata para hacer frente a susdeudas corrientes, llegando a cubrirlasen un 94%.

En cuanto a la solvencia de las em-presas generadoras, el endeudamientopatrimonial ha mostrado un incrementode 19,6%, explicado por el incrementosignificativo del mismo en empresascomo Electro Andes y Etevensa.

Se observa una ligera disminución dela tasa de rentabilidad bruta y operativade las generadoras, más significativa conla rentabilidad neta y patrimonial queexperimentaron una caída respecto delaño pasado de alrededor de 60% y 61%respectivamente. Las empresas que pre-sentan los mayores ratios de rentabili-dad neta son Edegel y Egenor.

Al mismo tiempo, la gestión de co-branza de las generadoras ha experimen-tado un leve deterioro con respecto alaño pasado, así los días usados para ha-cer efectivas las cuentas por cobrar, quellegaban a 49 incrementaron a 52, pre-sentando los mayores problemas de co-branza Chavimochic y Pariac. Por otrolado las empresas que experimentaronuna significativa mejora son Etevensa yEgenor.


Empresas TransmisorasEn el caso de las transmisoras, estas

poseen menores niveles liquidez res-pecto al año 1997, aunque su deterioroes menor que en las otras actividades.Aún así, indicadores como la liquidez in-mediata de 2,64 muestran que las em-presas pueden hacer frente sobradamen-

te a sus obligaciones de corto plazo.Una parte de la menor liquidez se

debería a un deterioro de su gestión decobranza respecto a 1997, la cual seubica en 52 días, unos 9 más que su si-milar del año pasado. Sin embargo, Etesurposee un indicador cercano a los 63 días,bastante mayor al del año pasado.

Contrariamente a lo que sucede conlas otras actividades, los indicadores derentabilidad se mantienen en sus nive-les habituales con un ligero incrementoen la utilidad bruta, ubicándose la utili-dad neta y del patrimonio en 27,9% y3,9% respectivamente. //////

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROSAL 31 DE DICIEMBRE DE 1998

Razón Endeudamiento GIR sobre GIR sobre Efectividad Gastos enEmpresa Corriente Patrimonial Patrimonio Activo Fijo de Personal

(%) (%) Cobranza (%)

Coelvisa 0,69 0,95 (39,87) (30,71) 135,07 32,84Edecañete 1,61 0,24 8,12 7,70 137,95 21,85Edelnor 1,07 0,51 15,73 12,61 79,98 16,79Electro Centro 0,96 0,08 3,23 3,17 44,23 25,61Electro Norte 1,18 0,22 3,97 3,79 115,78 30,07Electro Norte Medio 1,68 0,17 1,64 1,63 68,61 25,50Electro Nor Oeste 0,96 0,35 (2,10) (1,83) 105,54 32,49Electro Oriente 5,53 0,26 1,67 1,59 64,98 30,25Electro Sur 1,81 0,24 8,05 7,99 68,74 21,68Electro Sur Este 1,49 0,88 5,45 3,15 46,77 22,19Electro Sur Medio 1,07 0,34 7,03 6,72 70,71 13,73Electro Ucayali 3,91 0,03 3,99 4,32 112,66 21,94Emsemsa 1,30 2,67 (49,28) (333,94) 353,60 32,21Luz del Sur 0,74 0,52 26,22 21,15 47,29 17,64Seal 2,36 0,40 8,87 8,63 69,28 15,47Sersa 1,87 0,37 69,40 482,11 13,04 15,69

Distribución 1,13 0,39 10,66 9,07 66,66 19,48

Cahua 1,68 0,05 5,33 5,67 100,99 17,45Chavimochic (*) � 0,00 0,93 0,95 194,46 63,95Edegel 1,35 0,27 9,69 10,07 23,44 12,26Electro Andes 2,56 2,18 88,46 638,06 19,46 81,61Eepsa 2,20 0,10 3,21 3,56 86,40 21,15Egasa 2,42 0,14 10,46 11,10 46,90 11,36Egemsa 10,70 0,05 (0,13) (0,29) 31,34 13,36Egenor 7,12 0,19 7,09 7,09 33,05 19,55Egesur 1,22 0,16 4,91 5,10 37,79 24,64Electroperú 1,05 1,32 12,61 11,19 92,63 7,58Enersur 2,36 0,23 35,99 44,46 35,46 13,37Etevensa 9,25 0,33 11,06 12,00 8,77 8,00Pariac 1,28 13,35 89,74 13,61 102,10 12,60Shougesa 2,65 0,09 12,12 14,44 44,62 6,35

Generación 2,00 0,55 10,33 10,52 51,60 16,12

Etecen 6,42 0,18 11,95 13,67 50,25 16,79Etesur 12,21 0,01 4,10 4,99 63,04 29,76

Transmisión 6,99 0,14 10,11 11,73 51,81 18,36

SICN 1,54 0,52 10,89 10,43 61,12 18,14SISUR 3,11 0,23 9,11 9,73 47,22 15,81SIST. AISL. 5,14 0,19 2,37 2,35 77,43 27,66

TOTAL 1,75 0,46 10,40 10,14 59,12 17,93

(*) No registra pasivos corrientes.


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