comisión de tarifas eléctricas - OSINERGMIN -GART · comisión de tarifas eléctricas generación Objetivo y Resultados del Ejercicio 1995 Objetivos El principal objetivo de la

1

comisión de tarifas eléctricas

tabla deco

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nid

o

Objetivo y Resultados del Ejercicio 1995 10

Objetivos 10

Resultados del Ejercicio de 1995 10

Seminarios Regionales de Tarifas Eléctricas 10

Participación en Eventos Nacionales e Internacionales 11

Desarrollo de Estudios Tarifarios 12

Fijación Tarifaria de Mayo 1995 12

Fijación Tarifaria de Noviembre de 1995 12

Resoluciones de la Comisión de Tarifas Eléctricas 13

Resoluciones Año 1995 13

Evolución de las Tarifas 16

Pliegos Tarifarios 16

Incrementos Tarifarios 17

Variables de Cálculo Tarifario Aprobadas

en las Regulaciones Mayo y Noviembre de 1995 18

Precios en Barra y Costos de Distribución 18

Factores de Actualización 18

Situación Económica y Financiera de las

Empresas Eléctricas al 31 de Diciembre de 1995 19

Entorno Económico 19

Venta de Energía (en GWh) 26

Facturación (en US$) 28

Clientes 30

Estados Financieros 39

Dictamen de Los Auditores Externos 40

Balance General al 31 de Diciembre de 1995 42

Estado de Ganancias y Pérdidas 43

Estado de Flujo de Efectivo 44

Estado de Cambios en el Patrimonio Neto 46

T a b l a d e C o n t e n i d o

4


con

sejo Dr. Santiago B. Antúnez de Mayolo

Presidente

Ing. Edwin Quintanilla

Secretario Ejecutivo

Dr. Eugenio Bertini

Director

Dr. Rufino Cebrecos

Director

Ing. Jorge Cárdenas

Vicepresidente

Ing. Rafael Com

Director

directivo

5


Miembros del Concejo Directivode la Comisión de Tarifas Eléctricas

Designados mediante Resoluciones SupremasNº023-93-EM y 014-94-EMPeríodo Enero- Diciembre 1995

Dr. Santiago B. Antúnez de Mayolo MorelliPresidente

Designado por el Ministerio de Energía y Minas

Ing. Jorge Cárdenas BustiosVicepresidenteDesignado por las Empresas de Generación Eléctrica

Dr. Rufino Cebrecos RevillaDirector

Designado por el Ministerio de Economía y Finanzas

Ing. Rafael Com LiuDirectorDesignado por las Empresas de Distribución Eléctrica

Dr. Eugenio Bertini VinciDirectorDesignado por el Ministerio de Industria, Turismo,Integración y Negociaciones Comerciales Internacionales

Dr. Aldo Bassino Scarrone

(hasta el 05.07.95 como Secretario de Actas)

Dra. Janeth Vallejos Robinson

(a partir del 01.01.95 como Asesora Legal y a partir del 05.07.95 como Secretaria de Actas)

Asesoría Legal del Consejo Directivo

6


F u n c i o n a r i o s d e l a S e c r e t a r i a E j e c u t i v a

d e l a C o m i s i ó n d e T a r i f a s E l é c t r i c a s

Período 1995

Secretaría Ejecutiva

Ing. Luis Haro Zavaleta (hasta el 28.02.95)

Ing. Edwin Quintanilla Acosta (a partir del 28.02.95)

S e c r e t a r i o E j e c u t i v o

Ing. Víctor Ormeño Salcedo

Jefe de la División de Generación y Transmisión

Ing. Edwin Quintanilla Acosta (hasta el 28.02.95)

Ing. Miguel Révolo Acevedo (a partir del 28.02.95)

J e f e d e l D i v i s i ó n d e D i s t r i b u c i ó n

Ing. Miguel Révolo Acevedo (hasta el 28.02.95)

Ing. Luis Espinoza Quiñones

Ing. Marco Fernández Baca Salcedo

E s p e c i a l i s t a s

Ó r g a n o d e A p o y o A d m i n i s t r a t i v o

Ana Ascama Chacaliaza

Encargada de l a O f i c ina Admin i s t ra t iva

“ . . .nuestro paíscontinuó con la pol í t ica de pr ivat izaciónde las empresas estata les de l Servic ioPúbl ico de Electr ic idad, la cual l leva abuscar por parte de dichas ent idadesel reto de l legar a consol idarsecomo empresas e f ic ientesdentro de un mercado competit ivo. . .”

presenLa Comisión de Tarifas Eléctricas, la cual me honro en presidir, ha preparadola Memoria Anual del año 1995 con el objetivo de informar acerca de lagestión realizada por nuestra institución junto con todos los avances logradosdurante dicho año, así como la evolución del subsector eléctrico nacional.Durante el año 1995, nuestro país continuó en un proceso de progreso económicojunto con la política de privatización de las empresas estatales de ServicioPúblico de Electricidad, iniciada por el Gobierno, la cual lleva a buscar porparte de dichas entidades el reto de llegar a consolidarse como empresaseficientes dentro de un mercado competitivo relativamente nuevo, y por partede la Comisión de Tarifas Eléctricas, a mantener un rol importante dentro delo que constituye la regulación tarifaria. La actividad económica aumentó enun 6,9% y mantiene una tendencia por tercer año consecutivo, mientras que lainflación anual continuó su tendencia decreciente.Asimismo, se dieron una serie de sucesos en el subsector eléctrico. Secontinuó con el proceso de transformación del mismo, al ir adaptándose a lanueva normatividad, la cual establece la independización de los niveles degeneración, t ransmisión y distribución. Del m i s m o m o d o c o n t i n u ó c o n l ap o l í t i c a d e separación y creación de empresas, reasignación de activosf i j o s e n tre otros cambios dir ig idos a adecuar el sector a las normasvigentes.

tación

La Comisión de Tarifas Eléctricas mantuvo la polít ica de renovaciónt e c n o l ó g i c a durante todo el año 1995, por medio de la adquisición dehardware y software de última generación con la finalidad de coadyuvar alincremento de la eficiencia en nuestra inst i tuc ión y br indar un mejorservicio a todas las personas relacionadas al sector así como al públicoen general.En cuanto a la función regulatoria de la Comisión de Tarifas Eléctricas,durante todo el ejercicio 1995 tuvieron lugar dos procesos: el primero enel mes de abril 1995, la Resolución 003-95-P/CTE, por la cual se fijaronlas Tarifas en Barra cuya vigencia comprendió el período mayo a octubre de1995. La segunda regulación se efectúo a través de la Resolución N° 016-95 P/CTE, publicada en el mes de octubre del mismo año, por la que sefijaron las Tarifas en Barra, cuya vigencia comprendió el período noviembre1995 y abril 1996.En nombre del personal de la Comisión de Tarifas Eléctricas y el míopropio, queremos expresar nuestra compenetración con todas las metas yobjetivos trazados durante todo este año y manifestar que estamos preparadospara afrontar todos los retos a presentarse en un futuro, que, confiamos seacada vez más accesible al fortalecimiento de una mayor competitividad ymejora económica en todos los ámbitos.

Santiago Antúnez de Mayolo M.Presidente

10


generación

O b j e t i v o y R e s u l t a d o s d e l E j e r c i c i o 1 9 9 5

Objetivos

El principal objetivo de la Comisión de Tarifas Eléctricas es lograr una regulacióndel sistema de precios que permita reflejar tanto en el corto como en el medianoplazo:

- La eficiencia en los costos del sector eléctrico.

- Un entorno apropiado para el desarrollo de los sistemas eléctricos en unmarco de mercado y de competencia, con la fijación de señales apropiadas ala inversión y garantías a los clientes de servicio público de electricidad.

- Ser reconocido como ente regulador en el sector eléctrico.

Resultados del Ejercicio de 1995

Seminarios Regionales de Tarifas Eléctricas

En aras de la continuidad al proceso de actualización y difusión de las técnicastarifarias, se realizaron seminarios en las siguientes empresas regionales:

gen

era

ció

n- Electro Centro S.A.

- Electro Ucayali S.A.

- Electro Nor Oeste S.A.

- Electro Norte Medio S.A.

Participación en Eventos Nacionales

e Internacionales

Se participó en diversos eventos tanto en el interior del país como en el extranjero,siendo los de mayor relevancia los siguientes:

Perú

- Participación como ponente en el seminario Regional de Tarifas Eléctricasen la ciudad de Piura.

- Dictado de conferencia sobre condiciones de aplicación tarifaria a losrepresentantes de las empresas eléctricas, clientes del mercado libre yregulado en la ciudad de Tacna.

- Seminario CIER sobré “Pérdidas en los Sistemas de Distribución”.

- 31ava Reunión de Altos Ejecutivos del CIER en Arequipa.

Exterior

- Seminario de Energía Eléctrica de Latinoamérica, realizado en Chile del28.05.96. al 01.06.96.

- Primera Reunión del Subcomité Comercial de la CIER en Puerto Iguazú.

- Seminario Regional sobre las Fuentes Nuevas y Renovables de Energía enel Desarrollo Sustentable de Latinoamérica y el Caribe en Chile

- Seminario “High Level Training Course on Electricity Regulation” en Londres-Inglaterra.

- Conferencia sobre Regulación y Reestructuración en el sector electricorealizado en Argentina.

12


generación

- Forum Internacional de IEEE sobre Regulación y Reestructuración en el Sectorde Energía Eléctrica.

Desarrollo de Estudios Tarifarios

Durante el período enero-diciembre 1995 se desarrollaron los siguientes estudios

relacionados con el sistema tarifario:

- Definición de los formatos para la elaboración del VNR y análisis del sistema

de información georreferenciado.

- Estudio del Sistema de Información Georreferenciado de Redes de

Distribución y Definición de Bases de Datos Gráficas.

- Costos de Distribución Estándar del Sistema de Distribución Económicamente

Adaptado

- Determinación del Costo de Racionamiento.

- Revisión y Mejoramiento del Modelo de Cálculo de los Costos Marginales de

Energía en el Sur.

- Tarifación de la Energía Reactiva.

Fijación Tarifaria de Mayo 1995

La primera regulación, en el mes de mayo de 1995; mediante la Resolución 003-

95 P/CTE, se fijaron las tarifas en barra y los costos de transmisión para el Sistema

Interconectado Centro Norte y los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste para el

período mayo y octubre 1995.

Fijación Tarifaria de Noviembre De 1995

La segunda regulación, en el mes de noviembre de 1995, a través de la Resolución

016-95 P/CTE, mediante la cual se fijaron las tarifas en barra y los costos de

transmisión para el Sistema Interconectado Centro Norte y los Sistemas del Sur

Este y Sur Oeste para el período noviembre 1995-abril 1996.

tran

smisió

n

Resoluciones de la Comisión de Tarifas Eléctricas

Resoluciones Año 1995

Durante el año de 1995 la Comisión de Tarifas Eléctricas aprobó 26 resoluciones:

dos de ellas fijaron los Precios en Barra, una fijó el Factor Ep aplicable para las

empresas distribuidoras, dos aprobaron la publicación de procedimientos de cálculo

de tarifas en barra, una que resolvió procedimiento de dirimencia, tres

modificatorias y las restantes referidas a otras atribuciones que le confiere la Ley

de Concesiones Eléctricas. A continuación se resumen dichas resoluciones:

- 001-95 P/CTE (08/03/1995) Fija factor de ponderación Ep aplicable para las

empresas distribuidoras del servicio público de electricidad.

- 002-95 P/CTE (23/03/1995) Resuelve el procedimiento de dirimencia en-

tre ETESUR S.A. y EGEMSA sobre compensaciones por uso de sistemas

de transmisión secundaria.

- 003-95 P/CTE (12/04/1995) Fija Tarifas en Barra para el período mayo - octubre

1995.

- 004-95 P/CTE (04/05/1995) Declara infundado el recurso de reconsideración

interpuesto por ETESUR contra la Res. 003-95 P/CTE.

- 005-95 P/CTE (04/05/1995) Declara fundado en parte el recurso de

reconsideración interpuesto por ETECEN contra la Res.003-95 P/CTE.

- 006-95 P/CTE (04/05/1995) Declara fundado el recurso de reconsideración

14


tran

smis

ión interpuesto por ELECTRO SUR ESTE S.A. contra la Res. 003-95 P/CTE y crea

el Sistema Aislado Típico “F” aplicable a los sistemas aislados con generacióntermoeléctrica diesel del departamento de Madre de Dios pertenecientes a dichaempresa.

- 007-95 P/CTE (04/05/1995) Declara improcedente e infundado el recurso dereconsideración interpuesto por Electroperú contra Res. 003-95 P/CTE.

- 008-95 P/CTE (04/05/1995) Modifica la Res.003-95-P/CTE y regula elprocedimiento de dirimencia para compensaciones por uso de sistemassecundarios de transmisión, el cual contiene los requisitos de forma y fondo quedeben cumplir las partes, así como los criterios que la CTE tomará en cuentapara resolver.

- 009-95 P/CTE (19/05/95) Declara infundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por EDEGEL contra Res. 008-95 P/CTE.

- 010-95 P/CTE (25/05/1995) Declara improcedente e infundado el recurso dereconsideración interpuesto por EGASA contra Res.008-95-P/CTE

- 011-95 P/CTE (21/06/1995) Modifican valores de los factores F2 y F3 contenidosen la Res.003-95 referido al Impuesto Selectivo al Consumo.

- 012-95 P/CTE (21/06/1995) Aprueba el documento que contiene losProcedimientos y Cálculo de las tarifas en barra. mayo- octubre 1995.

- 013-95 P/CTE (09/08/1995) Precisan barras base para el cálculo del pago poruso de recursos naturales.

- 014-95 P/CTE (09/08/1995) Aprueba Guía de Elaboración del VNR de losSistemas de Distribución.

- 015-95 P/CTE (06/10/1995) Fija Condiciones Generales de Aplicación para lastarifas en barra.

transmisión

- 016-95 P/CTE (06/10/1995) Fija Precios en Barra para el período noviembre 95-abril 96.

- 017-95 P/CTE (26/10/1995) Declara improcedente el recurso de reconsideracióninterpuesto por COES SUR contra la Res. 015-95 P/CTE.

- 018-95 P/CTE (26/10/1995) Declara infundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por COES SICN contra Res.016-95 P/CTE

- 019-95 P/CTE (26/10/1995) Declara improcedente el recurso de reconsideracióninterpuesto por EDEGEL S.A. contra las Res. 015 y 016-95 P/CTE.

- 020-95 P/CTE (06/11/1995) Declaran infundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por LUZ DEL SUR S.A. en cuanto a la revocación del numeral 8.2 delartículo 1° de la Res. 015-95 P/CTE y fundado en cuanto a la eliminación delas penalidades contenidas en el numeral 8.4 de la misma.

- 021-95 P/CTE (06/11/1995) Declara fundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por EDELNOR S.A. en cuanto a la eliminación de las penalidadescontenidas en el numeral 8.4 del artículo 1° de la Res. 015-95 P/CTE e infundadoen lo demás que contiene.

- 022-95 P/CTE (06/11/1995) Modifica la Resolución 015-95 P/CTE en lo referentea los Sistemas de Facturación de la Demanda Máxima.

- 023-95 P/CTE (28/11/1995) Aprueba el documento que contiene losProcedimientos y Cálculo de las tarifas en barra de noviembre 1995 - abril 1996.

- 024-95 P/CTE (07/12/1995) Declara infundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por EDEGEL S.A. contra Res. 022-95 P/CTE.

- 025-95 P/CTE (07/12/1995) Declara infundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por LUZ DEL SUR S.A. contra la Res. 022-95 P/CTE.

- 026-95 P/CTE (07/12/1995) Declara infundado el recurso de reconsideracióninterpuesto por EDELNOR S.A. contra la Res. 022-95 P/CTE

16


distribución

de las Tar i f a sEvolución

Durante el período enero-diciembre 1995 se registraron incrementos de 11,6% en

promedio a la tarifa a nivel nacional.

Las tarifas durante este período reflejaron las espectativas del mercado a mediano

plazo.

Un aspecto relevante es la reducción de las tarifas por la aplicación del factor de

ponderación de energía (Ep), el mismo que ha trasladado a los clientes el beneficio de la

mejor utilización de las instalaciones eléctricas producto del menor consumo de

éstos en las horas de punta.

Durante el año 1995, continuó vigente el sistema de precios iniciado en mayo de

1993, previsto por la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento.

P l i e g o s T a r i f a r i o s

Los pliegos tarifarios son calculados por las empresas de electricidad en aplicación

de las resoluciones tarifarias de la CTE, las mismas que fijan los valores máximos de preciosy costos de la electricidad a nivel de generación, transmisión y distribución.

Incrementos Tarifarios - 1995Año Mes Tarifa Practicable Inflación Interna

Mensual Acumulada MensualAcumulada

1995 Enero 0,8% 0,8% 0,4% 0,4%

Febrero 0,0% 0,8% 1,1% 1,5%

Marzo -0,6% 0,3% 1,4% 2,9%

Abril 1,3% 1,6% 1,0% 3,9%

Mayo 4,1% 5,7% 0,8% 4,8%

Junio 0,0% 5,7% 0,8% 5,6%

Julio 1,9% 7,8% 0,6% 6,2%

Agosto 1,8% 9,7% 1,0% 7,3%

Setiembre 0,0% 9,7% 0,4% 7,8%

Octubre 0,0% 9,7% 0,5% 8,3%

Noviembre 1,7% 11,6% 1,2% 9,6%

Diciembre 0,0% 11,6% 0,5% 10,2%

Las empresas distribuidoras calculan sus pliegos tarifarios a partir de los precios

en barra a los que se les añade el valor agregado de distribución.

Los pliegos tarifarios aplicables a cada una de los sistemas eléctricos del país se

encuentran diferenciados, existían a diciembre de 1995 un total de 55 pliegos

tarifarios a nivel nacional.

Incrementos Tarifarios

Los precios máximos de electricidad en los meses de enero, marzo, abril, mayo

y agosto y noviembre variaron por efectos de la aplicación de los Precios en

Barra y los factores de actualización tarifaria. Las concesionarias de distribución

aprobaron y comunicaron a la C.T.E. las tarifas a aplicar al usuario final y las

localidades en las cuales tenían efecto dichos pliegos.

Los factores de cobertura en las tarifas distintas a la residencial se mantuvieron

en 100% durante todo el año; mientras que el ajuste final del factor de cobertura

en la tarifa residencial para consumos menores a 150 kWh llegó a 100% en el

mes de noviembre.

18


Variables de Cálculo Tarifario

Aprobados en las Regulaciones Mayo y

Noviembre de 1995

Precios en Barra y Costos de DistribuciónDe conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento, durante el

año 1995 tuvieron lugar dos regulaciones tarifarias:

Mayo 1995: Precios en Barra y Condiciones de aplicación.

Resolución N° 003-95 P/CTE

Noviembre 1995: Precios en Barra y Condiciones de aplicación.

Resoluciones N° 015-95 P/CTE y N° 016-95

P/CTE.

Los costos aprobados en dichas regulaciones fueron los que se indican en los

cuadros Nº 1 y 2 para los meses de mayo y noviembre respectivamente.

Factores de Actualización

Los costos de distribución regulados en la fijación de noviembre de 1993

(Resolución N° 010-93 P/CTE, vigente por cuatro años) y los costos de generación

(Resoluciones 003-95 P/CTE y 016-95 P/CTE vigentes por seis meses), están

sujetos a actualización periódica en función a la variación de los principales

indicadores macroeconómicos (tipo de cambio, índice de precios por mayor, precio

de combustibles, precio del cobre, índice de salarios y tasa arancelaria).

Entorno EconómicoLa actividad económica creció en 1995 en 6.9% en términos reales. Entre otros

factores que contribuyeron a mantener esta tendencia por tercer año consecutivo

destacan las inversiones realizadas por el sector privado en los últimos dos años,

así como una mayor utilización de la capacidad instalada ocupada de la economía

(luego de la grave crisis del período 1988-1992). No obstante, en los últimos meses

del año, se aplicaron algunas medidas con el fin de amenguar el ritmo de

crecimiento, concentradas sobre todo en un ajuste de los gastos fiscales. Asimismo,

se observó una cierta reducción del consumo privado.

La tendencia decreciente de la inflación continuó en 1995. El Índice de Precios al

Consumidor se incrementó en sólo 10,3%, gracias a la política monetaria dirigida

a controlar el crecimiento de la oferta monetaria. Sin embargo, la emisión primaria

se expandió en términos reales en 24,2%, lo que indica un interesante proceso de

remonetización. Además, la liquidez real del sistema financiero creció en 19,2%,

con cual se ha permitido un incremento de la intermediación financiera. Por su

parte, la devaluación nominal del tipo de cambio, en el mismo período, fue de 6%,

Situación Económica y Financiera

de las Empresas E léctr icasa l 31 de Dic iembre de 1995

20


a l t a t e c n o l o g í a

lo que, si bien ayudó a mantener la estabilidad de aquellos precios vinculados al

dólar, acentuó el atraso del tipo de cambio real en 5,2%.

En materia fiscal, los ingresos tributarios crecieron en términos reales en 15,2%

respecto a 1994. La principal fuente de ingresos provino de la recaudación por

IGV (44,4%), aunque se observó un fuerte incremento en los impuestos vinculados

a las importaciones. El proceso de privatización generó recursos para el Estado

por US$ 1 090 millones. En el subsector eléctrico, destacó la transferencia de las

empresas generadoras Edegel, Cahua y Etevensa, y de las empresas distribuidoras

de Chancay (Edechancay) y de Cañete (Edecañete).

En la Balanza de pagos, el saldo de la Cuenta Corriente fue nuevamente negativo

en US$ 4 223 millones, por el déficit en la Balanza Comercial (donde las

importaciones crecieron en 37,9%) y el servicio de la deuda externa (tanto pagado

como impagado). No obstante, ello fue contrarrestado por el ingreso neto de

capitales del exterior, tanto por la privatización como por la inversión extranjera

directa. Como consecuencia de ello, el saldo de la balanza de pagos (incluido el

financiamiento excepcional) fue de US$ 923 millones, con lo que las Reservas

Internacionales Netas del Banco Central alcanzaron los US$ 6 641 millones al 31

de diciembre.

Panorama del Subsector Eléctrico

Durante 1995 prosiguió el proceso de transformación en el subsector eléctrico,

que en su adaptación a la Ley de Concesiones Eléctricas, que establece la

separación empresarial de las diferentes actividades (generación, transmisión y

distribución), ha ocasionado numerosas variaciones en la composición del

subsector. La desmembración de algunas empresas (como Electroperú y

Electrolima), la creación de otras (como Edechancay, Edecañete y Electroucayali),

la reasignación de activos (como la transferencia de la mayor parte de las centrales

eléctricas del norte del país a Egenor) son solo un ejemplo de los cambios

efectuados en el transcurso del año. La muestra de 28 empresas no incluye la

información financiera de Emsemsa ni de Petroperú.

Los principales indicadores de las empresas del sector electricidad mostraron

mejoría. Destaca el crecimiento de los ingresos frente a los gastos, que ha permitido

una mejora en la posición de la utilidad operativa. Sin embargo, la utilidad neta ha

descendido ligeramente debido al incremento de algunos gastos que no son del

giro del negocio.

Principales Indicadores Económicos: 1995

(En variaciones porcentuales):PBI Global 6,9

PBI Electricidad 2,1Índice de Precios al Consumidor (IPC) 10,2

IPC Electricidad 12,9Tipo de Cambio Real (Promedio del período) -2,5Emisión Primaria Real 24,2

(Como % del PBI)Ingresos Corrientes del Gobierno Central 13,7

Presión Tributaria 11,6Gastos Corrientes del Gobierno Central 13,2Balanza en Cuenta Corriente 7,2

(En millones de US$)RIN BCRP 6 641,0Balanza de Pagos 923,0Balanza en Cuenta Corriente -4 223,0Balanza Comercial -2 111,0

Exportaciones 5 573,0Importaciones -7 687,0

Ingresos por Privatización 1 090,0

Fuente: INEI, BCRP

22


Balance General

Al cierre del ejercicio de 1995, los activos totales del conjunto de las empresas

eléctricas ascendieron a S/. 15 312,7 millones. Este monto representó un

crecimiento real de 1,54% en relación con el mismo período del año anterior.

Cabe resaltar que el activo fijo tuvo un valor de S/. 11 565,1 millones, que

significó aproximadamente el 75,5%,. Otras cuentas importantes a destacar

en el activo son las inversiones en valores (cuyo grueso pertenece a Electroperú)

y las cuentas por cobrar comerciales. Las empresas generadoras comprenden

S/. 10 664,9 millones en activos (69.6% del total), mientras que las distribuidoras y

transmisoras lograron S/. 4 034,8 millones y S/. 612,9 millones con una participación

dentro del total de 26,4% y 4% respectivamente.

El pasivo total del sector descendió, en términos reales, en 18,7%, representó

S/. 4 255,1 millones. En la composición interna, destaca las deudas de largo

plazo que alcanzan una participación de 76,4%, principalmente por Electroperú

(S/. 2 978,5 millones).

El patrimonio neto, por su parte, ascendió a S/. 11 057,6 millones, que significaron

un crecimiento de 12,3%, muy similar al del activo fijo que fue de 15,5%. En orden

de importancia, sobresalen las cuentas del capital social y del capital adicional, que

representaron el 50,7% y 38,9% respectivamente. Las empresas generadoras

concentran el 66,2% del patrimonio. Entre las empresas distribuidoras, la composición

es más homogénea, aunque las mayores son, nuevamente, Edelnor y Luz del Sur.

Estado de Ganancias y Pérdidas

En 1995, los ingresos totales por venta de energía en el subsector eléctrico fueron

de S/. 3 337,9 millones, que representó un crecimiento en términos reales en

16,6%, en relación a los ingresos logrados en el mismo período del año anterior.

Las principales fuentes de ingresos se deben a la venta de energía eléctrica al

público (S/. 1 748,6 millones), así como a la venta de energía en precios en Barra

(S/. 1 218,2 millones).

Por su parte, los costos operativos del conjunto de empresas eléctricas

constituyeron S/. 2 925,6 millones, monto que representa un crecimiento de sólo

4,1% en relación con los gastos efectuados en 1994. Los principales gastos,

según su naturaleza, resultaron ser la compra de energía (S/. 1 326,5 millones),

seguida por la depreciación (S/. 444,7 millones) y las cargas de personal

(S/. 356,2 millones). Cabe añadir que la incidencia de las compras de energía es

mayor entre las distribuidoras, mientras la depreciación lo es entre las generadoras

y transmisoras.

R E S U M E N D E L B A L A N C E G E N E R A L P O R A C T I V I D A D : 1 9 9 5

(En miles de nuevos soles)

Dis t r ibuc ión Generac ión Transmis ión TOTAL

ACTIVO 4 034 871 10 664 863 612 996 15 312 730

ACTIVO CORRIENTE 843 131 955 825 93 470 1 892 426

ACTIVO NO CORRIENTE 3 191 739 9 709 038 519 526 13 420 303

Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 3 014 200 8 032 118 518 771 11 565 088

Otros Activos no Corrientes 177 540 1 676 920 755 1 855 215

PASIVO Y PATRIMONIO 4 034 871 10 664 863 612 996 15 312 730

PASIVO 893 523 3 338 840 22 777 4 255 141

PASIVO CORRIENTE 455 047 300 933 11 672 767 652

PASIVO NO CORRIENTE 438 476 3 037 907 11 106 3 487 488

PATRIMONIO NETO 3 141 347 7 326 023 590 219 11 057 589

24


Los principales indicadores de lasempresas del sector electricidad

mostraron mejoría. Destaca elcrecimiento de los ingresos frentea los gastos, que ha permitido una

mejora en la posición de lautilidad operativa.

La utilidad operativa del consolidado de las empresas arroja una ganancia de

S/. 412,2 millones, 14 de las 28 empresas que componen la muestra analizada

presentan pérdidas a este nivel. La generación interna de recursos (resultado de

la suma de la utilidad operativa y las provisiones del ejercicio) ascendió a

S/. 965,9 millones, siendo mayor en Electroperú (S/. 377,4 millones), Edegel

(S/. 159,7 millones), y las empresas distribuidoras de Lima (S/. 116,9 millones

para Luz del Sur y S/. 113,8 millones para Edelnor).

Finalmente, la utilidad neta del ejercicio 1995 del consolidado de las empresas

eléctricas fue de S/. 195 millones. De las 28 empresas, 13 presentaron pérdidas a

este nivel.

Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidaspor Actividad: 1995(En miles de nuevos soles)

Distribución Generación Transmisión TOTAL

INGRESOS 1 882 339 1 370 128 85 392 3 337 859

GASTOS 1 828 217 1 023 660 73 707 2 925 584

UTILIDAD DE OPERACIÓN 54 123 346 468 11 685 412 275

Otros Ingresos y Egresos 55 102 -165 281 5 622 -104 557

Resultado Exposición Inflación -79 329 52 388 -3 057 -29 998

Participación. Utilidad Trabajadores 0 -7 163 0 -7 163

Impuesto a la Renta -29 420 -46 121 0 -75 541

UTILIDAD (PERDIDA) NETA 476 180 290 14 250 195 016

Generación Interna de Recursos 269 595 653 056 43 228 965 879

En el Cuadro Nº 3 se presentan los resultados económicos de las empresas del sector

26


6 81

0

7 51

3

8 15

0

8 23

0

7 73

0

7 60

3

8 20

9

7 26

1

8 31

1

9 33

5

9 81

1

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

11 000

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Venta de Energía (En GWh)

En 1995 las ventas de energía fueron de 9 811 GWh. El mercado regulado registró

ventas por 6 422 GWh. Estas ventas, con relación al año 1994, representan un

incremento de 2,8% y con relación al año 1993 un incremento de 12,5%.

El mercado libre registró ventas por 3 390 GWh, las que superan en 9,8% a lo

vendido en 1994 y en 30,2% a las obtenidas en 1993, siendo así el sector con

mayor crecimiento.

A continuación se resumen las ventas de energía durante el período 1985 - 1995.

GWhMERCADO TARIFA 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Libre MAT1 847 551 889 806 750 649 890 801 836 828 949AT1 504 470 532 543 475 710 590 484 517 698 813MT1 945 1 135 1 241 1 124 880 1 151 1 323 959 1 251 1 563 1 620BT1 8

Sub Total Libre 2 296 2 156 2 662 2 473 2 106 2 510 2 803 2 244 2 604 3 089 3 390Regulado AT 12

MT 455 561 626 601 537 572 587 496 987 1 279 1 394BTR 2 219 2 366 2 688 2 917 2 875 3 020 3 143 2 928 3 064 3 185 3 150BTNR 1 839 2 429 2 174 2 239 2 212 1 501 1 676 1 594 1 656 1 781 1 866

Sub Total Regulado 4 514 5 357 5 488 5 758 5 625 5 093 5 405 5 017 5 707 6 245 6 422TOTAL 6 810 7 513 8 150 8 230 7 730 7 603 8 209 7 261 8 311 9 335 9 811

GW

h

El 11,7% de la energía vendida durante 1995 fue atendido por los generadores, el

saldo fue atendido directamente por los distribuidores.

Edelnor S.A. y Luz del Sur S.A. atendieron el 28,1% y 30,1% respectivamente.

La composición de ventas de energía al mercado libre y regulado fueron de 35%

y 65% respectivamente.

Resumen de Ventas de Energía - 1995

EMPRESA GWh EstructuraGeneradores Electroperú (ELP) 813,8 8,3%

Cahua (CAHU) 106,9 1,1%Edegel (EDGL) 10,5 0,1%Egemsa (EGEM) 212,8 2,2%Petroperú (PETR) 3,8 0,0%

Total Generadores 1 147,8 11,7%Distribuidores Electro Centro (ELC) 395,0 4,0%

Electro Norte (ELN) 190,1 1,9%Electro Norte Medio (ELNM) 583,0 5,9%Electro Nor Oeste (ELNO) 266,1 2,7%Electro Oriente (ELOR) 131,4 1,3%Electro Sur (ELS) 129,8 1,3%Electro Sur Este (ELSE) 242,4 2,5%Electro Sur Medio (ELSM) 279,7 2,9%Seal (SEAL) 516,6 5,3%Ede-Cañete (EDCA) 34,9 0,4%Ede-Chancay (EDCH) 129,0 1,3%Edelnor (EDLN) 2 757,3 28,1%Luz del Sur (LDS) 2 951,6 30,1%Electro Ucayali (ELUC) 45,8 0,5%Emsemsa (EMSE) 8,7 0,1%Sersa (SERSA) 2,3 0,0%

Total Distribuidores 8 663,7 88,3%Total 9 811,5 100,0%

En el Cuadro Nº 4 se presentan los resultados detallados de las ventas de lasempresas del sector.

28


Facturación (en US$)

Lo facturado por la venta de energía, en lo que a clientes finales se refiere para el

periodo 1985 - 1995, se muestra a continuación:

Evolución de la Facturación por Venta de Energíaa Clientes Finales

(Período 1985-1995)

Mio. US $ Corrientes

MERCADO TARIFA 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Libre MAT1 18 18 14 7 16 21 28 33 34 35 36AT1 15 14 14 8 10 26 21 23 22 29 37MT1 38 38 37 19 22 54 61 63 67 83 97BT1 1

Sub Total Libre 71 71 65 35 48 100 110 119 123 146 171Regulado AT 1

MT 24 25 37 14 15 30 28 32 57 81 95BTR 62 61 58 34 24 101 115 170 171 282 354BTNR 88 96 72 58 59 118 124 136 133 175 201

Sub Total Regulado 174 182 167 107 98 249 267 338 361 537 650TOTAL 245 253 231 141 146 349 377 457 484 684 821

245

253

231

141

146

349

377

457

484

684

821

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 000

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Mio

US

$

El 5,9% del total de la facturación del año fue por parte de los generadores, mientras

que el saldo restante por los distribuidores.

En 1995, la facturación ascendió a un total de 1 855,9 Mio. de nuevos soles (821,2

Mio. US$).

EMPRESA Miles.S/. Mio. US $ EstructuraGeneradores Cahua 14,5 6,4 0,8%

Edegel 0,9 0,4 0,0%Egemsa 13,9 6,1 0,7%Electroperú 78,3 34,6 4,2%Petroperú 1,1 0,5 0,1%

Total Generadores 108,6 48,0 5,9%Distribuidores Electro Centro 81,0 35,8 4,4%

Electro Norte 50,3 22,2 2,7%Electro Norte Medio 135,6 60,0 7,3%Electro Nor Oeste 73,1 32,3 3,9%Electro Oriente 38,2 16,9 2,1%Electro Sur 29,3 13,0 1,6%Electro Sur Este 52,6 23,3 2,8%Electro Sur Medio 54,3 24,0 2,9%Seal 98,4 43,6 5,3%Ede-Cañete 7,3 3,2 0,4%Ede-Chancay 29,9 13,2 1,6%Edelnor 527,1 233,2 28,4%Luz del Sur 556,4 246,2 30,0%Electro Ucayali 12,1 5,4 0,7%Emsemsa 1,1 0,5 0,1%Sersa 0,7 0,3 0,0%

Total Distribuidores 1 747,3 773,2 94,1%Total 1 855,9 821,2 100,0%

En el Cuadro Nº 5 se muestran los resultados detallados de la facturación de lasempresas del sector.

30


Cl ientes

Durante los últimos 10 años la atención a nuevos clientes se acrecentó. Los

crecimientos registrados por período fueron:

1985/1990 29%

1990/1995 37%

A continuación se muestra en cifras generales la evolución del mercado nacional

durante el período 1985-1995

MERCADO TARIFA 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Libre MAT1 6 6 7 8 7 11 10 10 9 8 7AT1 21 20 22 22 21 30 36 39 36 36 26MT1 120 126 127 129 143 148 218 241 146 148 151BT1 17

Sub Total Libre 147 152 156 159 171 189 264 290 191 192 201Regulado AT 13

MT 763 841 928 1 001 1 326 1 551 1 598 1 804 2 891 3 290 3 742BTR 1 301 411 1 396 022 1 481 329 1 585 074 1 632 734 1 703 794 1 791 000 1 835 134 1 871 025 2 074 562 2 251 337BTNR 137 277 141 083 146 489 155 136 156 470 155 985 160 440 167 352 230 761 231 558 233 233

Sub Total Regulado 1 439 451 1 537 946 1 628 746 1 741 211 1 790 530 1 861 330 1 953 038 2 004 290 2 104 677 2 309 410 2 488 325TOTAL 1 439 598 1 538 098 1 628 902 1 741 370 1 790 701 1 861 519 1 953 302 2 004 580 2 104 868 2 309 602 2 488 526

E v o l u c i ó n d e l N ú m e r o d e C l i e n t e s( P e r í o d o 1 9 8 5 - 1 9 9 5 )

Número de Usuarios

1 43

9 59

8

1 53

8 09

8

1 62

8 90

2

1 74

1 37

0

1 79

0 70

1

1 86

1 51

9

1 95

3 30

2

2 00

4 58

0

2 10

4 86

8

2 30

9 60

2

2 54

4 32

6

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

US

UA

RIO

S

El número de los clientes a diciembre de 1995 se incrementó en 10,2% respecto

a diciembre de 1994 con lo cual se llega a 2,5 Millones de clientes en todo el

mercado eléctrico a nivel nacional, siendo la atención por empresas la siguiente:

Resumen - Número de Clientes 1995EMPRESA Clientes

Generadores Cahua 1Edegel 1Egemsa 2Electroperú 8Petroperú 15

Total Generadores 27Distribuidores Ede-Cañete 17 035

Ede-Chancay 50 619Edelnor 623 112Electro Centro 184 672Electro Nor Oeste 144 245Electro Norte 121 953Electro Norte Medio 238 475Electro Oriente 66 070Electro Sur 55 089Electro Sur Este 162 495Electro Sur Medio 80 620Electro Ucayali 25 915Emsemsa 4 818Luz del Sur 556 399Seal 154 092Sersa 2 890

Total Distribuidores 2 488 499Total 2 488 526

En el Cuadro Nº 6 se muestra el número de clientes por empresay a nivel de cada tarifa a diciembre de 1995.

32


CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO

POR TRANSFORMACIÓN (CBPST)

Sistema MAT a AT AT a MT MAT a MTUS$/KW-mes US$/KW-mes US$/KW-mes

S.I.C.N.: Lima Metropolitana 0,286 0,355 0,641S.I.C.N.: Otros 0,374 0,618 0,992S.S.O. 0,344 0,618 0,963S.S.E. 0,344 0,618 0,963


POR TRANSPORTE (CBPSL)

Nivel de Tensión US$/KW-mes-KmEn 220 KV 0,00438En 138 KV 0,00928En AT: Lima Metropolitana 0,01018En AT: Resto 0,01199

COSTOS DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS (*)

Parámetros Sector 1 Sector 2 Sector 3

VADMT US$/KW-mes 3,1944 3,0852 4,5392VADBT US$/KW-mes 10,0972 9,9107 12,2595CFE US$ - mes 0,5990 0,5990 0,6244CFS US$ - mes 1,0541 1,0541 1,0997CFH US$ - mes 1,5516 1,5516 1,6195CER US$/KVarh 1,2661 1,2661 1,2661

(*) Res. 010-93 P/CTE, actualizado a mayo de 1995

Donde:

PPB Precio de Barra de la Potencia de PuntaPCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónCPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

Tipo de Cambio: 2,25

MAYO 1995 (Res. 003 - 95 P/CTE)PRECIOS DE BARRA EN SUBESTACIÓN BASE

BARRAS BASE Tensión PPB PCSPT CPSEE PEMP PEMF Pr. MedioKV US$/KW-mes US$/KW-mes ¢US$/KWh ¢US$/KWh ¢US$/KWh ¢US$/KWh

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEPiura Oeste 220 6,20 0,83 0,53 6,93 2,77 6,53Chiclayo Oeste 220 6,16 0,83 0,00 6,81 2,72 5,92Guadalupe 220 6,16 0,83 0,00 6,84 2,74 5,94Trujillo Norte 220 6,08 0,83 0,00 6,79 2,72 5,88Chimbote 1 220 5,72 0,83 0,00 6,52 2,61 5,63Paramonga 220 5,60 0,83 0,00 6,24 2,50 5,43Zapallal 220 5,53 0,83 0,00 6,04 2,41 5,29Ventanilla 220 5,56 0,83 0,00 6,08 2,44 5,33Santa Rosa 220 5,61 0,83 0,00 6,08 2,44 5,34Chavarría 220 5,61 0,83 0,00 6,08 2,44 5,34San Juan (ELL) 220 5,61 0,83 0,00 6,08 2,44 5,34San Juan (ELP) 220 5,61 0,83 0,00 6,08 2,44 5,34Independencia 220 5,47 0,83 0,00 5,90 2,36 5,19lca 220 5,53 0,83 0,16 5,96 2,39 5,40Marcona 220 5,64 0,83 0,52 6,08 2,43 5,86Huancavelica 220 5,28 0,83 0,00 5,73 2,29 5,04Mantaro 220 5,20 0,83 0,00 5,67 2,27 4,98Pachachaca 220 5,43 0,83 0,00 5,92 2,37 5,19Huayucachi 220 5,31 0,83 0,00 5,79 2,32 5,08Callahuanca 220 5,49 0,83 0,00 6,00 2,40 5,25Huallanca 138 5,42 0,83 0,00 6,24 2,50 5,39SISTEMA SUR ESTEMachupicchu 138 4,64 0,00 0,00 2,70 1,18 2,88Dolorespata 138 4,99 0,00 0,00 2,90 1,27 3,10Quencoro 138 4,99 0,00 0,00 2,90 1,27 3,10Combapata 138 5,30 0,00 0,29 3,07 1,44 3,64Tintaya 138 5,57 0,00 0,71 3,28 1,54 4,27Ayaviri 138 5,72 0,00 1,00 3,40 1,58 4,66Azángaro 138 5,80 0,00 1,12 3,45 1,60 4,84Juliaca 138 5,93 0,00 1,48 3,55 1,64 5,29SISTEMA SUR OESTESocabaya 138 6,23 0,00 0,00 3,57 2,41 4,39Toquepala 138 6,08 0,00 0,46 3,60 2,46 4,86Aricota 138 6,01 0,00 0,46 3,58 2,46 4,83Aricota 66 5,92 0,00 0,46 3,58 2,46 4,81Tomasiri 66 6,01 0,00 0,70 3,60 2,47 5,08Tacna 66 6,05 0,00 0,86 3,65 2,55 5,32SISTEMAS AISLADOSTípico A MT 6,87 0,00 0,00 5,88 5,88 7,61Típico B MT 6,87 0,00 0,00 4,15 4,15 5,89Típico C MT 8,11 0,00 0,00 5,56 5,56 7,61Típico D MT 8,11 0,00 0,00 6,93 6,93 8,98Típico E MT 8,11 0,00 0,00 4,90 4,90 6,94Típico F MT 6,87 0,00 0,00 7,37 7,37 9,11

Nota: El precio medio considera un fc = 0,55 y un factor de energía en punta = 0,35

Cuadro Nº 1

33


CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIOPOR TRANSFORMACIÓN (CBPST)

Sistema MAT a AT AT a MT MAT a MTUS$/KW-mes US$/KW-mes US$/KW-mes

S.I.C.N.: Lima Metropolitana 0,289 0,359 0,648S.I.C.N.: Otros 0,378 0,625 1,003S.S.O. 0,348 0,625 0,973S.S.E. 0,348 0,625 0,973


POR TRANSPORTE (CBPSL)

Nivel de Tensión US$/KW-mes-Km

En 220 kV 0,00445En 138 kV 0,00941En AT: Lima Metropolitana 0,01031En AT: Resto 0,01215

COSTOS DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS (*)

Parámetros Sector 1 Sector 2 Sector 3

VADMT US$/KW-mes 3,4445 3,2870 4,7698VADBT US$/KW-mes 10,9201 10,6252 12,7875CFE US$ - mes 0,6134 0,6134 0,6394CFS US$ - mes 1,0794 1,0794 1,1260CFH US$ - mes 1,5889 1,5889 1,6583CER US$/KVarh 1,2605 1,2605 1,2605

(*) Res. 010-93 P/CTE, actualizado a noviembre de 1995

NOVIEMBRE 1995 (Res. 016 - 95 P/CTE)PRECIOS DE BARRA EN SUBESTACIÓN BASE

BARRAS BASE Tensión PPB PCSPT CPSEE PEMP PEMF Pr. MedioKV US$/KW-mesUS$/KW-mes ¢US$/KWh ¢US$/KWh ¢US$/KWh ¢US$/KWh

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEPiura Oeste 220 6,21 0,83 0,53 6,95 2,78 6,54Chiclayo Oeste 220 6,17 0,83 0,00 6,82 2,73 5,93Guadalupe 220 6,18 0,83 0,00 6,86 2,74 5,95Trujillo Norte 220 6,09 0,83 0,00 6,80 2,72 5,90Chimbote 1 220 5,73 0,83 0,00 6,54 2,61 5,64Paramonga 220 5,61 0,83 0,00 6,25 2,50 5,44Zapallal 220 5,54 0,83 0,00 6,05 2,42 5,30Ventanilla 220 5,57 0,83 0,00 6,10 2,44 5,33Santa Rosa 220 5,62 0,83 0,00 6,10 2,44 5,35Chavarría 220 5,62 0,83 0,00 6,10 2,44 5,35San Juan (ELL) 220 5,62 0,83 0,00 6,10 2,44 5,35San Juan (ELP) 220 5,62 0,83 0,00 6,10 2,44 5,35Independencia 220 5,48 0,83 0,00 5,91 2,36 5,20lca 220 5,54 0,83 0,16 5,98 2,39 5,41Marcona 220 5,65 0,83 0,52 6,09 2,44 5,87Huancavelica 220 5,28 0,83 0,00 5,74 2,30 5,05Mantaro 220 5,20 0,83 0,00 5,68 2,27 4,99Pachachaca 220 5,44 0,83 0,00 5,93 2,37 5,20Huayucachi 220 5,32 0,83 0,00 5,80 2,32 5,09Callahuanca 220 5,50 0,83 0,00 6,01 2,40 5,26Huallanca 138 5,43 0,83 0,00 6,25 2,50 5,40SISTEMA SUR ESTEMachupicchu 138 4,65 0,00 0,00 2,70 1,18 2,89Dolorespata 138 5,00 0,00 0,00 2,90 1,27 3,10Quencoro 138 5,00 0,00 0,00 2,90 1,27 3,10Combapata 138 5,31 0,00 0,29 3,07 1,44 3,64Tintaya 138 5,58 0,00 0,71 3,28 1,54 4,28Ayaviri 138 5,73 0,00 1,00 3,40 1,59 4,67Azángaro 138 5,81 0,00 1,13 3,46 1,60 4,85Juliaca 138 5,94 0,00 1,49 3,56 1,64 5,30SISTEMA SUR OESTESocabaya 138 6,24 0,00 0,00 3,58 2,41 4,40Toquepala 138 6,10 0,00 0,46 3,61 2,46 4,86Aricota 138 6,02 0,00 0,46 3,59 2,47 4,84Aricota 66 5,93 0,00 0,46 3,59 2,47 4,82Tomasiri 66 6,02 0,00 0,70 3,60 2,47 5,09Tacna 66 6,06 0,00 0,86 3,66 2,55 5,33SISTEMAS AISLADOSTípico A MT 6,88 0,00 0,00 5,89 5,89 7,62Típico B MT 6,88 0,00 0,00 4,16 4,16 5,90Típico C MT 8,12 0,00 0,00 5,57 5,57 7,63Típico D MT 8,12 0,00 0,00 6,94 6,94 8,99Típico E MT 8,12 0,00 0,00 4,91 4,91 6,96Típico F MT 6,88 0,00 0,00 7,39 7,39 9,12

Nota: El precio medio considera un fc = 0,55 y un factor de energía en punta = 0,35Típico A: Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de

potencia efectiva Diesel mayor al 50%, y demanda máxima anual menor que 12 MW.Típico B: Otros Sistemas Aislados distintos al típico A, no precisados en los Sistemas

Típicos C,D y E siguientes.Típico C: Sistema Aislado Pucallpa, perteneciente a Electro Ucayali S.A.Típico D: Idéntico al Sistema Típico A, perteneciente a Electro Oriente S.A.Típico E: Sistema Aislado Iquitos, perteneciente a Electro Oriente S.A.Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel del departamento de

Madre de Dios perteneciente a Electro Sur Este S.A.

Donde:

PPB Precio de Barra de la Potencia de PuntaPCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónCPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

Tipo de Cambio: 2,246

Cuadro Nº 2

CUADRO Nº 3

GASTOS POR DESTINO

(CIFRAS AJUSTADAS)

(En Miles de Nuevos Soles)

CONCEPTOElectro

Nor Oeste

INGRESOS

Venta Energía Eléctrica al Público 117 2 576 10 578 548 731 85 708 49 326 148 118 69 733 38 315 29 935 54 054 54 860 13 858 559 211 68 977

Venta Energía Precios en Barra 29 090

Transferencia COES 790

Peajes y Uso Instal. Transmisión 508 837

Otros Ingresos 30 254 18 259 12 143 7 154 2 886 9 083 1 261 1 766 3 236 849 576 52 154 6 539

TOTAL INGRESOS 117 2 606 10 831 567 497 97 851 57 270 151 842 78 816 39 576 31 702 57 291 55 709 14 434 611 365 104 605

COSTOS

Costos de Generación 2 6 550 13 346 9 887 6 640 25 034 35 628 118 9 037 17 036 9 767

Costos de Transmisión 1 683 3 742 4 406 1 336

Costos de Distribución 69 786 2 299 414 893 59 994 41 596 126 011 58 738 4 153 22 085 40 935 47 197 569 431 670 70 166

Gastos de Comercialización 467 1 881 46 528 14 691 5 895 10 534 26 992 5 129 3 455 5 717 6 866 4 428 67 451 5 524

Gastos Generales y Administrativos 92 559 1 052 41 554 14 351 11 492 6 445 15 182 7 283 3 897 9 534 710 1 269 34 269 8 860

TOTAL COSTOS 161 3 497 11 781 502 976 106 124 68 870 154 037 125 946 52 193 30 892 65 223 54 773 23 302 533 391 94 317

UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION ( 44) ( 891) ( 950) 64 522 ( 8 272) ( 11 600) ( 2 195) ( 47 130) ( 12 617) 810 ( 7 933) 936 ( 8 869) 77 974 10 288

OTROS INGRESOS (EGRESOS)

Ingresos Financieros 87 273 28 369 512 193 9 509 3 183 1 719 179 691 3 101 26 767 3 891

Gastos Financieros ( 178) ( 724) ( 2 670) ( 655) ( 1 952) ( 51) ( 11 151) ( 2 458) ( 539) ( 57) ( 271) ( 10 942) ( 1 650)

Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 1 042 207

Otros Ingresos (Egresos) 189 384 21 471 4 109 1 717 4 607 ( 1 052) 3 309 1 338 10 849 1 197 12 870 ( 3 689)

Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 2 939 ( 8 561) 2 658 ( 6 778) ( 27 108) ( 2 920) ( 2 114) ( 5 757) 525 ( 1 498)

TOTAL OTROS INGRESOS (EGRESOS) 98 ( 66) 50 110 ( 4 594) 2 617 7 287 ( 36 127) ( 350) ( 1 137) 5 783 4 086 926 29 220 ( 2 739)

UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI ( 44) ( 793) ( 1 016) 114 631 ( 12 866) ( 8 983) 5 092 ( 83 257) ( 12 967) ( 327) ( 2 149) 5 023 ( 7 943) 107 194 7 549

Resultado Exposición Inflación ( 12) 21 44 156 3 153 ( 4 703) 1 301 ( 78 614) 1 026 ( 1 171) 1 323 ( 1 132) 76 ( 1 383) 592

UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA ( 57) ( 772) ( 973) 114 787 ( 9 714) ( 13 687) 6 393 ( 161 872) ( 11 941) ( 1 499) ( 827) 3 891 ( 7 867) 105 811 8 141

Particip. Utilidad Trabajadores

Impuesto a la Renta 10 1 274 28 111

UTILIDAD (PERDIDA) NETA ( 67) ( 772) ( 973) 114 787 ( 9 714) ( 13 687) 5 119 ( 161 872) ( 11 941) ( 1 499) ( 827) 3 891 ( 7 867) 77 700 8 141

FUENTE: Estados Financieros de las Empresas de Electricidad al 31.12.95 Pag. 1 de 2ELABORACIÓN: Comisión de Tarifas Eléctricas

Electro Ucayali

Luz del Sur

SealEde-

ChancayElectro Oriente

Electro Sur

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Norte

Electro Norte Medio

CoelvisaEde-

cañeteEdelnor

Electro Centro

RESULTADO ECONÓMICO DE LAS EMPRESAS DE SERVICO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD AL 31 DE DICIEMBRE DE 1995

CUADRO Nº 3

(CIFRAS AJUSTADAS)

(En Miles de Nuevos Soles)

CONCEPTO TOTAL

INGRESOS

Venta Energía Eléctrica al Público 779 13 688 1 748 565

Venta Energía Precios en Barra 12 987 303 275 59 471 40 904 34 700 4 112 730 608 2 227 796 1 218 170

Transferencia COES 6 502 29 470 919 1 241 123 181 162 101

Peajes y Uso Instal. Transmisión 2 187 76 828 8 448 88 808

Otros Ingresos 50 733 34 3 3 090 2 116 120 215TOTAL INGRESOS 828 33 177 333 477 62 577 40 938 34 700 4 115 734 939 123 181 2 228 796 76 944 8 448 3 337 859

COSTOS

Costos de Generación 4 741 182 624 39 810 22 100 32 195 1 925 415 657 100 828 2 950 7 967 943 842

Costos de Transmisión 372 3 076 10 559 63 719 46 524 12 136 84 617

Costos de Distribución 600 1 321 761

Gastos de Comercialización 38 4 615 306 662 805 725 228 212 937

Gastos Generales y Administrativos 97 1 091 35 764 3 414 3 582 1 884 304 141 521 2 443 653 76 12 824 2 224 362 427TOTAL COSTOS 735 10 820 221 464 43 530 36 241 34 740 3 097 557 904 103 499 4 322 8 043 59 347 14 360 2 925 584

UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 93 22 357 112 013 19 047 4 697 ( 41) 1 018 177 035 19 681 ( 2 094) ( 7 247) 17 597 ( 5 912) 412 275

OTROS INGRESOS (EGRESOS)

Ingresos Financieros 3 1 370 788 5 103 2 274 486 44 35 875 887 3 780 677 129 763

Gastos Financieros ( 7) ( 42) ( 6 370) ( 32) ( 5) ( 99) ( ) ( 35 276) ( 561) ( 7) ( 155) ( 75 850)

Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 26 794 28 043

Otros Ingresos (Egresos) 17 3 626 758 1 326 38 1 ( 124 589) 1 057 437 42 ( 59 987)

Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 7) ( 3 997) ( 518) ( 247) ( 13) ( 73 964) ( 17) ( 195) 1 035 ( 126 537)

TOTAL OTROS INGRESOS (EGRESOS) ( 11) 1 344 ( 5 953) 5 310 3 349 425 32 ( 171 160) 1 384 ( 25) 3 868 1 754 ( 104 570)

UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 83 23 701 106 061 24 357 8 046 384 1 050 5 875 21 065 ( 2 118) ( 7 247) 21 465 ( 4 157) 307 705

Resultado Exposición Inflación ( 2) ( 598) 5 025 ( 3 141) ( 1 779) 172 52 805 ( 30) ( 53) ( 2 852) ( 206) ( 29 985)UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 80 23 103 111 085 21 216 6 266 556 1 050 58 680 21 035 ( 2 171) ( 7 247) 18 613 ( 4 363) 277 720

Particip. Utilidad Trabajadores 1 017 4 611 46 313 105 1 071 7 163

Impuesto a la Renta 25 6 541 31 376 260 1 451 116 270 6 107 75 541UTILIDAD (PERDIDA) NETA 56 15 545 75 098 20 911 4 502 441 675 58 680 13 856 ( 2 171) ( 7 247) 18 613 ( 4 363) 195 016

Pág. 2 de 2

FUENTE: Estados Financieros de las Empresas de Electricidad al 31.12.95ELABORACIÓN: Comisión de Tarifas Eléctricas

Resultado Económico de las Empresas de Servico Público de Electricidad al 31 de Diciembre de 1995

Sersa Cahua Edegel Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro-Perú EtesurEtevensa Gera Virú Etecen

CUADRO Nº 4

CLIENTES GENERADORES DISTRIBUIDORES TOTALTIPO DE CONSUMO TARIFA Cahua Edegel Egemsa Electro-Perú Petro-Perú Subtotal Ede-Chancay Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro

Nor.Medio

Electro Nor

Oeste(*)

Electro Oriente Electro Sur Electro Sur

Este

Electro Sur

medio

Electro

Ucayali

Emsemsa Seal Sersa Ede-cañete Subtotal

Clientes Libres en MAT MAT1 114 020 274 806 388 826 367 513 39 460 35 953 116 990 559 916 948 742

Clientes Libres en AT AT1 10 462 147 059 157 521 260 339 196 890 96 059 16 321 85 656 655 265 812 786

Clientes Libres en MT MT1 106 861 98 762 391 955 597 577 20 901 545 034 245 635 103 461 31 211 8 561 20 041 26 824 16 669 4 297 1 022 634 1 620 211

Clientes Libres en BT BT1 3 826 3 826 4 208 4 208 8 034

Total Libre 106 861 10 462 212 782 813 821 3 826 1 147 751 20 901 805 373 814 246 135 519 139 414 31 211 8 561 20 041 43 145 219 315 4 297 2 242 022 3 389 773

2P2E-AT AT2 1 345 6 096 4 351 11 792 11 792

Total Alta Tensión Regulado 1 345 6 096 4 351 11 792 11 792

2P2E-MT MT2 3 730 151 179 86 271 8 079 11 457 30 683 17 680 23 396 20 292 9 081 11 555 133 113 1 806 375 453 375 453

1P2E-MT, Presentes Fuera de Punta MT3F 2 979 46 361 25 694 5 390 1 384 13 457 6 781 874 877 8 079 4 836 4 574 121 285 121 285

1P2E-MT, Presentes en Punta MT3P 482 23 311 13 206 47 363 613 6 074 12 556 6 006 820 110 431 110 431

1P1E-MT, Presentes Fuera de Punta MT4F 3 305 7 347 2 402 17 366 17 047 19 068 24 538 1 899 3 110 13 196 30 284 4 911 27 056 250 171 780 171 780

1P1E-MT, Presentes en Punta MT4P 22 970 226 683 215 310 5 989 1 524 36 873 395 3 268 8 657 50 310 13 176 28 230 1 840 615 224 615 224

Total Media Tensión Regulado 33 466 431 569 352 988 50 030 31 412 147 443 50 006 28 563 39 008 23 154 112 783 18 220 66 241 9 290 1 394 173 1 394 173

2P2E-BT BT2 2 019 845 61 86 620 21 1 173 558 207 5 590 5 590

1P2E-BT, Presentes Fuera de Punta BT3F 6 823 4 320 7 32 1 647 107 159 13 095 13 095

1P2E-BT, Presentes en Punta BT3P 37 3 461 3 778 31 7 306 7 306

1P1E-BT, Alumbrado Público BT4A 9 482 127 984 123 936 32 632 13 664 45 758 14 841 8 575 12 095 30 491 16 765 5 823 519 34 502 3 842 480 908 480 908

1P1E-BT, Presentes Fuera de Punta BT4F 5 351 75 964 81 373 7 105 6 406 11 317 923 3 820 3 495 13 984 3 226 787 10 539 12 1 078 225 380 225 380

1P1E-BT, Presentes en Punta BT4P 444 92 045 156 064 120 5 195 1 677 2 891 2 263 227 5 195 385 261 511 261 511

1E-BT, Residencial Total BT5 44 759 958 781 1 064 644 117 501 104 327 163 312 99 925 68 475 53 781 119 287 74 283 10 844 765 146 675 1 445 12 153 3 040 957 3 040 957

De 1 a 30 kW.h 1 063 8 252 9 276 8 944 4 346 10 747 3 969 1 765 1 449 8 803 2 579 526 43 5 604 234 179 67 780 67 780

De 31 a 100 kW.h 13 040 123 110 93 212 45 708 35 581 50 119 31 805 11 336 14 285 38 093 19 977 2 423 380 39 486 689 3 426 522 671 522 671

De 101 a 150 kW.h 11 095 161 314 113 791 24 756 28 368 35 412 24 412 10 642 11 930 20 330 18 808 2 000 153 30 275 295 2 091 495 674 495 674

De 151 a 300 kW.h 12 272 335 749 266 804 25 805 24 791 42 072 25 455 14 619 15 511 28 904 20 179 3 080 115 46 358 206 2 369 864 291 864 291

De 301 a 500 kW.h 3 402 174 168 204 244 6 394 7 072 11 854 6 882 5 843 4 914 10 922 5 034 1 358 33 16 452 10 717 459 300 459 300

De 501 a 720 kW.h 1 090 69 508 134 555 1 350 1 976 3 975 2 667 2 360 1 603 5 405 65 464 23 4 964 303 230 307 230 307

De 721 a 1000 kW.h 387 24 032 72 522 2 377 622 1 257 922 1 152 646 10 2 170 126 9 1 588 8 262 108 089 108 089

Exceso de 1000 kW.h 2 410 62 646 170 241 2 168 1 571 7 875 3 813 20 758 3 443 6 820 5 472 866 8 1 947 2 2 805 292 845 292 845

1E-BT, No Residencial BT5N 12 268 255 406 348 051 42 961 28 305 36 264 34 343 193 15 072 30 075 19 804 3 286 34 445 591 2 472 863 537 863 537

1E-BT, Social BT5So 2 007 1 343 127 5 747 103 1 092 10 418 10 418

1P-BT, Pensión Fija BT6N 66 43 10 430 18 4 056 2 290 135 79 174 319 701 54 25 27 8 427 8 427

1P-BT, Pensión Fija BT6 180 1 239 8 653 111 18 134 32 497 11 450 2 116 4 592 7 072 5 873 7 387 202 18 63 98 588 98 588

Total Baja Tensión Regulado 74 594 1 520 407 1 783 071 209 470 158 697 290 080 184 839 94 325 90 810 199 161 123 733 27 541 8 671 226 731 2 286 21 302 5 015 717 5 015 717

Total Regulado 108 060 1 951 977 2 137 404 259 500 190 109 443 619 234 845 122 887 129 817 222 315 236 515 45 761 8 671 297 323 2 286 30 592 6 421 682 6 421 682

TOTAL 106 861 10 462 212 782 813 821 3 826 1 147 751 128 961 2 757 349 2 951 650 395 019 190 109 583 033 266 056 131 448 129 817 242 356 279 660 45 761 8 671 516 638 2 286 34 889 8 663 705 9 811 456

TOTAL MAT 114 020 274 806 388 826 367 513 39 460 35 953 116 990 559 916 948 742

TOTAL AT 10 462 147 059 157 521 260 339 198 235 96 059 6 096 16 321 90 007 667 057 824 578

TOTAL MT 106 861 98 762 391 955 597 577 54 368 976 603 598 624 50 030 31 412 250 904 81 217 37 123 39 008 43 195 139 607 18 220 82 910 13 587 2 416 807 3 014 384

TOTAL BT 3 826 3 826 74 594 1 520 407 1 787 278 209 470 158 697 290 080 184 839 94 325 90 810 199 161 123 733 27 541 8 671 226 731 2 286 21 302 5 019 925 5 023 751TOTAL 106 861 10 462 212 782 813 821 3 826 1 147 751 128 961 2 757 349 2 951 650 395 019 190 109 583 033 266 056 131 448 129 817 242 356 279 660 45 761 8 671 516 638 2 286 34 889 8 663 705 9 811 456

(*) Las tarifas MT3 y BT3 no han podido ser separadas por Edelnor

Fuente: Empresas de Servicio Público de ElectricidadElaboración: Comisión de Tarifas Eléctricas

VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES Y LIBRES (MWh)

Cuadro Nº 5

CLIENTES GENERADORES DISTRIBUIDORES TOTAL

Tipo de Consumo TARIFACahua Edegel Egemsa Electro-perú Petro-perú Subtotal Ede-Chancay Edelnor Luz del Sur Electro

Centro

Electro Norte Electro Norte

Medio

Electro Nor

Oeste(*)

Electro

Oriente

Electro Sur Electro Sur

Este

Electro Sur

Medio

Electro

Ucayali

Emsemsa Seal Sersa

Cañete

Ede- Subtotal

Clientes Libres en MAT MAT1 5 144 986 18 450 143 23 595 129 32 124 063 4 157 281 3 987 610 17 814 838 58 083 793 81 678 922

Clientes Libres en AT AT1 850 912 14 250 906 15 101 818 27 966 643 17 998 694 11 812 221 1 816 219 8 599 841 68 193 618 83 295 436

Clientes Libres en MT MT1 14 506 538 8 750 561 45 565 758 68 822 857 3 819 279 76 082 919 36 612 039 18 064 648 6 475 482 1 383 656 2 442 217 3 490 964 1 841 803 658 968 150 871 974 219 694 831

Clientes Libres en BT BT1 1 059 795 1 059 795 884 942 884 942 1 944 736

Total Libre 14 506 538 850 912 13 895 547 78 266 807 1 059 795 108 579 598 3 819 279 104 049 562 87 619 738 15 969 502 22 052 258 6 475 482 1 383 656 2 442 217 5 307 183 28 256 482 658 968 278 034 327 386 613 926

2P2E-AT AT2 225 153 889 596 605 737 1 720 486 1 720 486

Total Alta Tensión Regulado 225 153 889 596 605 737 1 720 486 1 720 486

2P2E-MT MT2 926 076 21 675 707 13 543 877 1 268 630 2 028 695 5 480 870 2 802 899 6 017 222 2 610 309 1 445 446 1 564 338 26 253 30 665 292 137 59 713 124 59 713 124

1P2E-MT, Presentes Fuera de Punta MT3F 588 320 5 810 594 3 273 620 675 536 212 372 2 086 053 945 130 123 042 171 616 1 152 929 512 300 548 007 16 099 520 16 099 520

1P2E-MT, Presentes en Punta MT3P 139 322 3 035 725 1 671 345 8 107 907 107 275 893 778 2 602 058 648 176 110 189 17 315 775 17 315 775

1P1E-MT, Presentes Fuera de Punta MT4F 570 645 1 213 344 352 506 2 604 834 2 797 665 3 223 154 4 150 551 512 644 515 812 1 891 355 5 095 827 953 894 3 249 458 52 244 27 183 932 27 183 932

1P1E-MT, Presentes en Punta MT4P 4 037 789 34 348 598 31 392 043 989 365 220 382 7 901 675 82 216 800 297 1 442 584 6 679 775 2 373 801 3 106 177 223 005 93 597 707 93 597 707

Total Media Tensión Regulado 6 262 152 63 048 243 51 597 771 7 209 710 5 259 114 26 799 659 8 088 072 7 330 163 5 585 524 3 508 417 17 094 927 3 353 947 7 546 776 1 225 582 213 910 058 213 910 058

2P2E-BT BT2 518 200 249 986 17 430 29 831 226 678 4 942 737 939 161 738 47 093 1 993 836 1 993 836

1P2E-BT, Presentes Fuera de Punta BT3F 1 420 200 1 186 653 1 863 8 951 455 373 45 467 44 390 3 162 896 3 162 896

1P2E-BT, Presentes en Punta BT3P 6 790 669 118 937 579 7 116 1 620 603 1 620 603

1P1E-BT, Alumbrado Público BT4A 1 510 383 26 244 160 29 040 480 4 983 308 3 060 256 4 691 152 4 351 603 1 479 596 1 687 166 2 876 487 2 422 115 709 908 60 161 8 584 981 346 568 92 048 324 92 048 324

1P1E-BT, Presentes Fuera de Punta BT4F 1 489 362 21 437 366 18 806 383 2 153 064 2 109 440 4 106 880 194 906 1 080 051 1 086 872 3 402 360 757 549 360 661 3 332 391 6 466 310 526 60 634 277 60 634 277

1P1E-BT, Presentes en Punta BT4P 128 755 29 020 294 44 613 197 35 517 1 579 465 554 900 796 208 404 307 94 749 1 201 88 527 85 112 77 402 232 77 402 232

1E-BT, Residencial Total BT5 12 654 599 221 502 778 244 327 945 34 368 196 29 927 451 52 315 026 31 858 794 23 368 073 14 638 343 31 244 446 20 747 714 3 603 637 190 469 40 445 879 414 604 3 559 118 765 167 072 765 167 072

De 1 a 30 kW.h 374 449 3 086 953 4 012 769 3 237 690 1 328 017 4 258 559 1 749 862 784 454 547 375 3 208 195 972 654 204 625 10 904 2 105 332 67 355 33 805 25 982 998 25 982 998

De 31 a 100 kW.h 3 798 993 29 106 042 22 862 970 13 146 659 10 306 207 16 186 956 10 351 243 3 993 557 3 982 735 10 489 632 5 674 724 805 461 94 665 11 189 425 197 723 931 333 143 118 324 143 118 324

De 101 a 150 kW.h 3 117 760 36 855 015 26 533 192 6 770 480 7 945 740 11 030 072 7 576 236 3 611 096 3 197 878 5 045 181 5 084 861 659 013 38 096 8 095 955 84 663 667 721 126 312 960 126 312 960

De 151 a 300 kW.h 3 380 751 77 433 608 60 937 635 7 356 536 7 116 066 13 037 151 7 800 558 4 825 809 4 116 657 6 959 844 5 627 260 1 009 671 28 680 12 465 731 59 121 709 173 212 864 253 212 864 253

De 301 a 500 kW.h 927 623 39 369 393 46 043 830 1 934 080 2 021 319 3 715 493 2 108 457 1 866 482 1 307 472 2 564 426 1 339 897 447 481 8 088 4 343 931 2 921 252 908 108 253 800 108 253 800

De 501 a 720 kW.h 297 977 15 292 025 30 054 639 452 616 573 426 1 297 928 822 441 770 994 424 676 1 288 382 19 182 155 154 5 576 1 304 425 100 579 52 860 020 52 860 020

De 721 a 1000 kW.h 107 200 5 376 147 16 144 539 705 501 182 792 347 990 278 652 370 395 170 860 3 096 598 615 43 344 2 356 417 097 2 186 79 576 24 830 346 24 830 346

Exceso de 1000 kW.h 649 845 14 983 595 37 738 370 764 633 453 884 2 440 876 1 171 344 7 145 288 890 690 1 685 690 1 430 522 278 888 2 103 523 984 636 784 024 70 944 372 70 944 372

1E-BT, No Residencial BT5N 3 440 383 59 071 600 77 996 876 12 689 349 8 599 369 11 789 087 10 791 213 73 640 4 085 340 7 786 762 5 480 058 1 083 913 9 442 217 169 972 687 058 213 186 839 213 186 839

1E-BT, Social BT5So 482 003 682 946 57 437 1 221 420 38 574 268 964 2 751 343 2 751 343

1P-BT, Pensión Fija BT6N 29 150 78 530 8 150 488 7 976 1 761 246 727 772 49 790 24 130 40 476 87 529 330 762 25 355 7 023 14 724 3 334 960 3 334 960

1P-BT, Pensión Fija BT6 66 167 54 30 241 3 409 572 50 007 8 016 111 10 559 981 2 903 570 619 577 1 126 095 1 952 853 2 578 659 867 086 99 418 5 110 90 894 32 375 396 32 375 396

Total Baja Tensión Regulado 19 807 592 359 976 128 416 978 323 57 808 787 45 014 701 85 878 597 58 489 211 29 509 621 23 721 042 46 638 363 31 852 125 8 762 289 1 117 716 62 017 109 691 703 5 414 469 1 253 677 777 1 253 677 777

Total Regulado 26 069 744 423 024 371 468 801 247 65 018 498 50 273 815 113 567 852 66 577 282 36 839 785 29 306 566 50 146 780 48 947 052 12 116 237 1 117 716 70 169 622 691 703 6 640 051 1 469 308 321 1 469 308 321

TOTAL 14 506 538 850 912 13 895 547 78 266 807 1 059 795 108 579 598 29 889 023 527 073 933 556 420 985 80 988 000 50 273 815 135 620 111 73 052 764 38 223 440 29 306 566 52 588 996 54 254 235 12 116 237 1 117 716 98 426 104 691 703 7 299 019 1 747 342 649 1 855 922 247

TOTAL MAT 5 144 986 18 450 143 23 595 129 32 124 063 4 157 281 3 987 610 17 814 838 58 083 793 81 678 922

TOTAL AT 850 912 14 250 906 15 101 818 27 966 643 18 223 847 11 812 221 889 596 1 816 219 9 205 578 69 914 104 85 015 923

TOTAL MT 14 506 538 8 750 561 45 565 758 68 822 857 10 081 432 139 131 162 88 209 810 7 209 710 5 259 114 44 864 307 14 563 554 8 713 819 5 585 524 5 950 633 20 585 891 3 353 947 9 388 579 1 884 550 364 782 032 433 604 889

TOTAL BT 1 059 795 1 059 795 19 807 592 359 976 128 417 863 265 57 808 787 45 014 701 85 878 597 58 489 211 29 509 621 23 721 042 46 638 363 31 852 125 8 762 289 1 117 716 62 017 109 691 703 5 414 469 1 254 562 719 1 255 622 513

TOTAL 14 506 538 850 912 13 895 547 78 266 807 1 059 795 108 579 598 29 889 023 527 073 933 556 420 985 80 988 000 50 273 815 135 620 111 73 052 764 38 223 440 29 306 566 52 588 996 54 254 235 12 116 237 1 117 716 98 426 104 691 703 7 299 019 1 747 342 649 1 855 922 247

(*) Las tarifas MT3 y BT3 no han podido ser separadas por EdelnorFuente: Empresas de Servicio Público de ElectricidadElaboración: Comisión de Tarifas Eléctricas

Facturación por Ventas de Energía Eléctrica a Clientes Regulados y Libres (S/.)

Cuadro Nº 6

CLIENTES DISTRIBUIDORES TOTAL

Tipo de consumo TARIFACahua Edegel Egemsa Electro-

perúPetro-perú

Subtotal Ede-chancay

Edelnor Luz del Sur Electro Centro

Electro Norte

Electro Nor.Medio

Electro Nor.

Electro oriente

Electro Sur

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Ucayali

Emsemsa Seal Sersa Ede-Cañete

Subtotal

Clientes Libres en MAT MAT1 1 2 3 1 1 1 1 4 7

Clientes Libres en AT AT1 1 3 4 5 6 7 1 3 22 26

Clientes Libres en MT MT1 1 1 3 5 5 70 41 17 2 1 2 5 2 1 146 151

Clientes Libres en BT BT1 15 15 2 2 17

Total Libre 1 1 2 8 15 27 5 75 50 8 18 2 1 2 6 6 1 174 201

2P2E-AT AT2 3 9 1 13 13

Total Alta Tensión 3 9 1 13 13

2P2E-MT MT2 9 137 132 38 27 193 38 114 132 43 95 5 2 17 982 982

1P2E-MT, Presentes Fuera de Punta MT3F 4 25 61 20 6 72 33 14 5 71 18 7 336 336

1P2E-MT, Presentes en Punta MT3P 3 31 20 12 118 9 32 13 4 242 242

1P1E-MT, Presentes Fuera de Punta MT4F 20 21 8 167 115 163 116 28 69 154 266 31 56 4 1 218 1 218

1P1E-MT, Presentes en Punta MT4P 42 246 239 26 140 84 37 81 54 14 1 964 964

Total Media Tensión Regulado 78 460 460 263 148 686 187 226 261 202 545 90 103 33 3 742 3 742

2P2E-BT BT2 17 13 1 2 26 2 2 25 1 89 89

1P2E-BT, Presentes Fuera de Punta BT3F 38 103 1 1 40 12 3 198 198

1P2E-BT, Presentes en Punta BT3P 74 56 34 1 165 165

1P1E-BT, Alumbrado Público BT4A 162 2 617 281 44 13 22 3 1 780 7 3 930 3 930

1P1E-BT, Presentes Fuera de Punta BT4F 122 4 008 3 472 653 341 1 186 4 284 291 848 94 66 670 5 62 12 106 12 106

1P1E-BT, Presentes en Punta BT4P 8 599 738 2 177 191 6 17 16 1 41 16 1 812 1 812

1E-BT, Residencial Total BT5 35 627 557 718 491 817 154 066 109 552 193 002 111 534 55 910 47 319 143 943 65 546 16 166 1 570 140 285 2 453 15 723 2 142 231 2 142 231

De 1 a 30 kW.h 4 832 70 229 114 379 63 740 36 071 81 433 33 162 18 337 12 048 63 497 16 548 8 311 429 43 697 1 185 6 787 574 685 574 685

De 31 a 100 kW.h 17 596 126 153 129 224 65 121 47 961 72 320 48 584 20 580 19 231 53 020 26 644 4 485 849 53 801 979 5 712 692 260 692 260

De 101 a 150 kW.h 7 473 90 820 75 958 14 664 15 834 21 066 17 291 8 077 8 190 13 331 12 947 1 561 184 20 579 209 1 898 310 082 310 082

De 151 a 300 kW.h 4 637 109 248 100 475 8 922 8 142 14 738 10 447 6 615 6 399 11 109 7 950 1 310 85 18 040 79 1 071 309 267 309 267

De 301 a 500 kW.h 782 31 457 42 107 1 287 1 252 2 363 1 453 1 399 1 078 2 140 1 074 369 11 3 317 1 154 90 244 90 244

De 501 a 720 kW.h 177 99 750 16 872 201 216 564 312 432 213 597 85 85 7 600 44 120 155 120 155

De 721 a 1000 kW.h 50 28 464 6 431 123 48 127 117 160 67 161 30 3 149 19 35 949 35 949

Exceso de 1000 kW.h 80 1 597 6 371 8 28 391 168 310 93 249 137 15 2 102 38 9 589 9 589

1E-BT, No Residencial BT5N 5 281 45 637 56 871 22 409 11 771 17 553 8 612 380 4 724 14 117 7 713 1 453 12 038 373 1 121 210 053 210 053

1E-BT, Social BT5So 9 288 14 318 76 23 682 23 682

1P-BT, Pensión Fija BT6N 44 6 468 6 2 881 1 078 56 64 141 77 33 12 14 4 880 4 880

1P-BT, Pensión Fija BT6 166 199 6 520 12 22 863 22 826 9 009 2 388 3 358 6 558 8 044 3 247 174 6 54 85 424 85 424

Total Baja Tensión Regulado 50 536 622 577 555 886 184 401 121 805 237 762 144 056 65 843 54 828 162 291 80 069 25 825 4 818 153 982 2 890 17 001 2 484 570 2 484 570

Total Regulado 50 614 623 037 556 349 184 664 121 953 238 457 144 243 66 069 55 089 162 493 80 614 25 915 4 818 154 086 2 890 17 034 2 488 325 2 488 325

TOTAL 1 1 2 8 15 27 50 619 623 112 556 399 184 672 121 953 238 475 144 245 66 070 55 089 162 495 80 620 25 915 4 818 154 092 2 890 17 035 2 488 499 2 488 526

TOTAL MAT 1 2 3 1 1 1 1 4 7

TOTAL AT 1 3 4 5 9 7 9 1 4 35 39

TOTAL MT 1 1 3 5 83 530 501 263 148 703 189 227 261 204 550 90 105 34 3 888 3 893

TOTAL BT 15 15 50 536 622 577 555 888 184 401 121 805 237 762 144 056 65 843 54 828 162 291 80 069 25 825 4 818 153 982 2 890 17 001 2 484 572 2 484 587TOTAL 1 1 2 8 15 27 50 619 623 112 556 399 184 672 121 953 238 475 144 245 66 070 55 089 162 495 80 620 25 915 4 818 154 092 2 890 17 035 2 488 499 2 488 526(*) Considera la corrección por parte de la distribuidora del número de clientes residenciales a diciembre de 1995 (rango de 1 a 30 kWh)

Fuente: Empresas de Servicio Público de ElectricidadElaboración: Comisión de Tarifas Eléctricas

GENERADORES

NÚMERO DE CLIENTES A DICIEMBRE DE 1995

Estados Financieros

Dictamen de Auditoría

Balance General al 31 de diciembre de 1995

Estado de Ganancias y Pérdidas

Estado de Flujo de Efectivo

Estado de Cambios en el Patrimonio Neto

financierosest

ados

Dictamen de los Auditores

DALL’ORSO MERTZ Asociados Contadores Públicos S.C.SOCIEDAD DE AUDITORIA

A los Señores Presidente y Miembros del Consejo DirectivoCOMISION DE TARIFAS ELECTRICAS - CTE

Hemos auditado el Balance General de COMISIÓN DE TARIFASELECTRICAS - CTE, a l 31 de d i c i embre de 1995 y l oscorrespondientes estados de ganancias y pérdidas, cambios enel patrimonio neto y flujos de efectivo por el año terminadoen esa fecha, los cuales fueron ajustados para reflejar ele fecto de las var iac iones en e l poder adquis i t ivo de lamoneda peruana, siguiendo la metodología descrita en la Nota3. La preparac ión de d ichos es tados f inanc ieros es deresponsabilidad de la Administración de COMISION DE TARIFASELECTRICAS - CTE. Nuestra responsabilidad consiste en expresaruna opinión sobre dichos estados financieros, basada en laauditoría que efectuamos.

Nuestra auditoría fue realizada de acuerdo a normas de auditoríageneralmente aceptadas; tales normas requieren que planifiquemosy realicemos la auditoría con la finalidad de obtener seguridadrazonable, que los estados financieros no contengan erroresimportantes, una auditoría comprende el examen basado encomprobaciones selectivas de evidencias que respaldan losimportes y las d ivu lgac iones reve ladas en los es tadosfinancieros, una auditoría también comprende una evaluaciónde principios de contabilidad utilizados y de las estimacionessigni f icat ivas e fectuadas por la gerencia; as í como unaeva luac ión d e l a p r e s e n t a c i ó n g e n e r a l d e l o s e s t a d o sf i n a n c i e r o s , c o n s i deramos que nuestra auditoría constituyeuna base razonable para fundamentar nuestra opinión.

En nuestra opinión, los estados financieros antes mencionadospresentan razonablemente, en todos los aspectos de importancia,la situación financiera de la COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS- CTE, al 31 de diciembre de 1995, los resultados de susoperaciones y los flujos de efectivo por el año terminado enesa fecha, de conformidad con principios de contabilidadgeneralmente aceptados.

SOCIEDAD DE AUDITORIADALL�ORSO MERTZ Asociados Contadores Públicos S. C.

Como se describe en la Nota 16 de los estados financieros, losingresos de la Comisión de Tarifas Eléctricas que provienende los aportes de las empresas de serv ic io públ ico deelectr ic idad, se han v isto d isminuidos por e fecto de laResolución Ministerial Nº 506-94-EM-VME del 23.DIC.94 quefija como aporte el 0.10% de la facturación anual de dichasempresas, porcentaje que resulta inferior al 0.30% fijado porla Resolución Ministerial Nº 382-93-EM-DGE del 29.DIC.93,correspondiente al ejercicio anterior.

Esta variación en la nueva tarifa ha originado una importantereducción de los ingresos operacionales de la COMISION DETARIFAS ELECTRICAS - CTE, en s/. 3’370,257 respecto al ejercicio1994, de mantenerse el porcentaje para la fijación de losaportes, estaria limitandose la capacidad técnica operativade la COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS - CTE, la cual tendriarepercuciones en el cumplimiento de los objetivos señaladosen la ley.

Los estados financieros del año 1994 que se presentan confines comparativos fueron examinados por otra Sociedad deAuditoría, en cuyo dictamen de fecha 18 de diciembre de 1995,emitieron una opinión con salvedad referida a la carencia detasación en el rubro inmueble, maquinarias y equipo paraefectos de comparación con los valores ajustados por inflación.

Lima, 06 de Enero de 1997.

DALL’ORSO MERTZ ASOCIADOSCONTADORES PUBLICOS S.C.Carlos Dall’Orso M. (Socio)Contador Público ColegiadoMatrícula Nº 2148

42


BALANCE GENERALAl 31 de diciembre de 1995 y 1994(Ajustado en Moneda Constante)

ACTIVO 1995 1994ACTIVO CORRIENTE

Caja y bancos 4,720,717 4,919,294

Cuentas por cobrar comerciales 404,353 679,627

Otras cuentas por cobrar 115,808 96,680

Gastos pagados por anticipado 2,493 14,998

TOTAL ACTIVO CORRIENTE 5,243,371 5,710,599

INVERSIONES EN VALORES - 7,828

INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO,

NETO DE DEPRECIACION ACUMULADA 693,232 542,596

OTROS ACTIVOS 55,626 53,955

TOTAL ACTIVO 5,992,229 6,314,978

PASIVO

PASIVO CORRIENTE

Sobregiros bancarios23,656

Cuentas por pagar comerciales 66,484 31,249

Otras cuentas por pagar 67,957 48,633

TOTAL PASIVO CORRIENTE 134,441 103,538

PROVISIÓN PARA BENEFICIOS SOCIALES 13,358 11,029

PATRIMONIO

Resultados acumulados 5,844,430 6,200,411

TOTAL PATRIMONIO 5,844,430 6,200,411

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 5,992,229 6,314,978

43


ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDASPor los años terminados al 31 de diciembre de 1995 y 1994(Ajustado en Moneda Constante)

1995 1994APORTES DE LAS EMPRESASPÚBLICAS DE ELECTRICIDAD 3,171,129 6,541,386

UTILIDAD BRUTA 3,171,129 6,541,386

GASTOS DE ADMINISTRACION (3,283,748) (2,679,300)GASTOS DE ESTUDIOS (496,448) (346,708)

(PÉRDIDA) UTILIDAD DE OPERACIÓN (609,067) 3,515,378

OTROS INGRESOS (EGRESOS)Ingresos financieros 516,480 313,562Gastos financieros (466) (1,008)Diversos, neto 85,621 110,242

(PÉRDIDA) GANANCIA ANTES DE IMPUESTOSY RESULTADOS POR EXPOSICIÓNDE LA INFLACIÓN (7,432) 3,938,174

RESULTADO POR EXPOSICIONA LA INFLACIÓN (348,549) (340,172)

(PÉRDIDA) UTILIDAD DEL EJERCICIO (355,981) 3,598,002

44


ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOPor los años terminados al 31 de diciembre de 1995 y 1994(Ajustado en Moneda Constante)

1995 1994 ACTIVIDADES DE OPERACION:Cobranzas a las empresas

de electricidad 3’493,644 5’916,729Otros cobros de efectivo relativos

a la actividad 192,324 394,183Menos:

Pagos a proveedores (1’784,026) (832,751)Pagos de remuneraciones

y beneficios sociales (914,904) (1’019,157)Pagos de tributos (419,302) (407,663)Otros pagos de efectivo relativos

a la actividad (76,467) (96,477)

DISMINUCION DEL EFECTIVO Y EQUIVALENTEDE EFECTIVO PROVENIENTES DE ACT. OPERA. 491,269 3’954,864

ACTIVIDADES DE INVERSION:Menos:

Pagos por compra de valores - (7,828)Pagos por compra de inmuebles,

maquinaria y equipo (297,594) (131,112)Pago por compra de intangibles (20,047) (17,305)

DISMINUCION DEL EFECTIVO Y EQUIVALENTE DE EFECTIVOPROVENIENTES DE ACTIVIDAD 6DE INVERSIÓN (317,641) (156,245)

ACTIVIDADES DE FINANCIACION:Ingresos por sobregiros bancarios - 23,656Otros ingre. de efect. relativos a la activ.Menos:

Amortización por sobregiro bancario (23,656) -

AUMENTO DEL EFECTIVO Y EQUIVALENTE DE EFECTIVO PROV. DE ACT. DE FINANCIACION (23,656) 23,656

AUMENTO NETO EN EFECTIVOY EQUIV. DE EFECTIVO 149,972 3’822,275

RESULTADO POR EXPOSICION A LA INFLACION (348,549) (340,172)SALDO EFEC. Y EQUIV. DE EFEC.

AL INICIO DEL AÑO 4’919,294 1’437,191

EFECT. Y EQUIV. DE EFECTIVO AL FIN DEL AÑO 4’720,717 4’919,294

45


ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOviene de página anterior

1995 1994

CONCILIACION DEL RESULTADO NETO CON EL EFECTIVO Y EQUIVALENTE DE EFECTIVO PROVENIENTES DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACION

Utilidad (o pérdida) del ejercicio ( 355,981) 3,598,002Ajustes de la utilidad (o pérdida)del ejercicio:

Depreciación y amortiz. del período 165,334 145,440 Provisión beneficios sociales 74,986 95,525 Ajuste por correción monetaria

en benef. sociales y depreciación ( 892) ( 505)Resultado por exposición

a la inflación 348,549 340,172

CARGOS Y ABONOS POR CAMBIOS NETOS EN EL ACTIVO Y PASIVO

Aumento en gastos pagadospor anticipado 12,505 6,636

Disminución en otras ctas. por pagar 18,637 ( 18,293)Aumento en ctas. por pagar comerciales 35,235 ( 4,335)Disminución en cuentas

por cobrar comerciales 275,274 ( 48,996)Aumento en otras cuentas por cobrar ( 19,128) ( 69,518)Disminución en tributos por pagar 687 ( 1,099)Disminución de inversiones en valores 7,828 -Depósito y liquidación

por tiempo de servicio ( 71,765) ( 88,165)

DISMINUCION DEL EFECTIVO Y EQUIVALENTE DE EFECTIVO PROVENIENTES DE LA ACTIVIDAD DE OPERACION 491,269 3,954,864

46


ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETOPor los años terminados el 31 de diciembre de 1995 y 1994(Ajustado en Moneda Constante)

Resultados TotalAcumulados Patrimonio

Saldo al 01 de enero de 1994 2,602,409 2,602,409

Resultado del ejercicio 3,598,002 3,598,002

Saldo al 31 de diciembre de 1994 6,200,411 6,200,411

Saldo al 01 de enero de 1995 6,200,411 6,200,411

Resultado del ejercicio ( 355,981) ( 355,981)

Saldo al 31 de diciembre de 1995 5,844,430 5,844,430

«Memoria 1995»Edición electrónica:Comisión de Tarifas

EléctricasDivisión de

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