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EDITA: OSINERG - GART
JULIO2003
Año 7 / N°3
Editorial
Editorial 1Proyecto Camisea - Tarifas de la Red Principal 2
Resoluciones Tarifarias 11Evolución de las Tarifas de Electricidad 13
Información Estadística del Sector Eléctrico 15
Situación Económica y Financiera de lasEmpresas de Electricidad al 31/03/2003 23
Noticias 28
- Introducción 2- Objetivo 3- El Marco Regulatorio de la Red Principal 3- El Proceso de Fijación de Tarifas de la Red Principal 5- Tarifas de la Red Principal de Camisea 6- Metodología de Cálculo de las Tarifas de la Red Principal 6
- Tarifas en Barra 13- Tarifas Aplicables a los Clientes Finales 14- Tarifas Residenciales e Inflación 14
- Mercado Eléctrico 15- Producción de Electricidad 18- Evolución de la Cobertura de laMáxima Demanda 21
- Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución 22
- Balance General 23- Estado de Ganancias y Pérdidas 25- Ratios Financieros 27
-
-
-
Desde la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas es mucho lo que se ha avanzado en el sector. Se puede mencionar por ejemplo el incremento de la cobertura eléctrica, el saneamiento financiero de las empresas eléctricas, el incremento de la capacidad instalada (oferta), la reducción de las pérdidas de energía, así como una importante participación privada en el sector. De esta forma, las medidas que se tomen deben considerar todas las opiniones, con el objetivo de continuar con la performance mostrada en esta última década. Se pueden mencionar muchas mejoras, sin embargo aquí esbozamos algunas de éstas, enfocadas básicamente en cuatro aspectos.
En lo correspondiente a la operación del sistema y del mercado, se propone modernizar la estructura de la organización del sector a fin de habilitar una competencia más dinámica y vigorosa en las transacciones mayoristas. Por ejemplo, la creación de un Operador Independiente del mercado (ISO o IMO) que estará a cargo de operar el despacho central, el despeje de mercado y la prestación de los servicios complementarios requeridos para la operación segura de la red de generación-transporte. Es recomendable que los precios regulados a usuario final estén basados sobre una proyección del promedio de los costos marginales de corto plazo del sistema, de un año o como máximo dos años, en lugar de los 4 años utilizados actualmente. Finalmente, se requiere como medida de corto plazo la fijación de las tarifas en barra en forma anual (actualmente se realiza cada seis meses).
En cuanto a la transmisión de electricidad, se propone que la expansión y desarrollo de la misma se efectúe en base a un planeamiento centralizado, orientado a la identificación de proyectos cuyos beneficios superen los costos para los usuarios potenciales de la misma, que resulten beneficiarios de las referidas instalaciones. Asimismo, es recomendable que sea una entidad independiente del sistema la responsable de las funciones de planeamiento y análisis del sistema de transmisión. Esta entidad deberá formar parte o estar afiliada al ISO o IMO. Las tarifas de transmisión deberían ser fijadas sobre la base de un sistema eficiente determinado por esta entidad independiente a los agentes del mercado. Estas tarifas de transmisión deberán permitir a los titulares de las instalaciones de transmisión, recuperar la totalidad de los costos eficientes y fundamentalmente deben fijarse de tal manera que sean estables en el tiempo y no varíen por la operación del sistema. Finalmente, se requiere definir un código de acceso a las redes de transmisión que defina los derechos y responsabilidades de los clientes libres y generadores.
En la distribución eléctrica, a pesar que la regulación se ha vuelto en cada oportunidad más sólida, creemos que el trabajo aquí debe ponderar la posibilidad de introducir mecanismos de subsidios que permitan el acceso universal del servicio eléctrico de los pobladores rurales. Asimismo, al igual que en la transmisión se requiere definir un código de acceso a las redes que defina los derechos y responsabilidades de los agentes.
Como cuarto y último aspecto, y quizás el más importante, se tiene el tema institucional. El diseño de una economía de mercado, modelo que hemos optado en nuestro país, necesita un entramado institucional con organismos supervisores y reguladores sumamente competitivos, considerando el nuevo rol del Estado. Estos entes deben mantener una composición eminentemente técnica con cuadros profesionales de la más alta calificación. Debido a que se trata de un sector donde existen grupos de interés (empresas y usuarios) que pueden ejercer presiones para orientar las decisiones de los organismos reguladores a su favor en desmedro de las otras partes, las decisiones aquí deberían estar orientadas a reforzar la autonomía, con el objetivo de garantizar el óptimo desempeño del sector eléctrico.
Proyecto Camisea - Tarifas de la Red Principal
2E l I n f o r m a t i v o
El Proyecto Camisea
A manera de ilustración señalamos aquí los eventos y aspectos mas importantes relacionados con el proyecto Camisea, considerado por muchos como el proyecto energético más importante de la historia energética del Perú.
Dicha consideración es basada en la dimensión del yacimiento y la importancia de sus reservas, que podría cambiar nuestra condición actual de país importador de energía; asimismo debido a la eficiencia económica directa del Gas Natural que podría elevar nuestra competitividad industrial y sobre todo debido a su correcta relación con el ambiente que permitirá evitar los altos costos sociales no cuantificados que la contaminación provoca actualmente.
Todas estas ventajas específicas se orientan hacia una mejora en la calidad de vida de la población y sustentan la importancia del desarrollo del proyecto Camisea y el considerarlo como el proyecto energético más importante de la historia energética del Perú. Algunos entendidos señalan que el Perú es un país antes de Camisea y será otro después, si aprovechamos las ventajas que trae consigo la utilización del Gas Natural.
Expertos internacionales concuerdan en afirmar que el creciente consumo mundial de gas natural no cesará, gracias a sus ventajas intrínsecas y a la preocupación siempre mayor por preservar la biósfera. En este contexto la utilización del Gas Natural de Camisea aparece como uno de los protagonistas más interesantes de nuestro futuro energético.
El Yacimiento Camisea, de acuerdo a los reportes oficiales posee reservas probadas no desarrolladas de gas natural de 8,1 trillones de pies cúbicos (Tcf), esta cantidad es equivalente a 1 500 millones de barriles de petróleo (Boe). Adicionalmente el yacimiento cuenta con aproximadamente 600 millones de barriles de reservas de Condensados. La magnitud del proyecto es puesta de manifiesto al comparar las reservas de Camisea con los aproximadamente 300 millones de reservas de petróleo crudo que actualmente posee el Perú.
Cabe señalar a manera de reseña que Camisea fue descubierto en el año 1986 por el consorcio Shell-Mobil. Después de una larga historia por todos conocida, que no detallaremos en este artículo, en el año 1998, Shell-Mobil perdió sus derechos y el gobierno abrió de nuevo las ofertas para su licitación.
En el año 1999, se promulgó la Ley 27133, Ley de Promoción del Gas Natural y se aprobó su Reglamento con D.S. Nº 040-99-EM, a fin de establecer el Marco Regulatorio que permita el desarrollo de la Industria del Gas Natural en nuestro país. Adicionalmente se promulgaron el Reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos y el Reglamento de distribución de gas natural por red de ductos, aprobados en septiembre del año 1999 con D.S. 041-99-EM y 042-99-EM, respectivamente.
En febrero del 2000, el gobierno otorgó la actividad de “Upstream” al Consorcio conformado por Pluspetrol (Operador), Hunt Oil de USA, SK Group de Korea, y Tecpetrol ( Propiedad de Techint). El Consorcio tiene los derechos para la extracción de gas natural e hidrocarburos líquidos en el área de contrato ( Lote 88) por 40 años.
Las actividades del downstream se otorgaron a través de tres contratos: 1) El transporte de gas natural de Camisea hasta la entrada de Lima (City Gate); 2) El transporte de los líquidos del gas natural de Camisea hacia la costa y; 3) La distribución de gas natural en Lima y Callao, dentro de la que se distingue la red de Distribución (de alta presión) y las otras redes de distribución conformadas por redes de baja presión que comunicarán el gas natural hacia los consumidores finales.
En Octubre del 2000, el gobierno otorgó las actividades del “Downstream” a Transportadora del Gas del Perú (TGP), Consorcio conformado por Techint, Pluspetrol, Hunt Oil de USA, Graña y Montero de Perú, Sonatrac de Argelia y SK Group, correspondiente a los tres contratos señalados en el párrafo anterior, que consisten en la concesión por 30 años para la construcción y operación de dichos ductos.
En Mayo del 2002, la empresa Tractebel de Bélgica, ingresa como empresa distribuidora a hacerse cargo de la concesión de distribución en Lima y Callao, cediendo TGP a Tractebel el respectivo Contrato, que corresponde al tercero referido en el párrafo subprecedente.
La Red Principal
Cabe precisar aquí, en qué consiste la Red Principal de Camisea. La Red Principal está definida como la red de ductos destinada al transporte de gas natural y a la distribución de gas natural en alta presión, incluidas las conexiones, de acuerdo a la definición establecida en el Reglamento de la Ley de Promoción.
Dicha Red Principal está conformada por dos segmentos diferenciados: La Red de Transporte que comprende el tramo que se inicia en la localidad de Malvinas en el departamento del Cusco y termina en el “City Gate” en el distrito de Lurín; el segundo segmento es la Red de Distribución (de alta presión) que se inicia en el “City Gate”, recorre la ciudad de Lima y termina en la “Estación Terminal” de Ventanilla en el Callao. El primer segmento operado por TGP y el segundo operado
1por Tractebel ( GNLC) .
La Red Principal, que nace en la localidad de Malvinas, en las cercanías del yacimiento Camisea en el departamento del Cusco, recorre los departamentos de Cusco, Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima hasta llegar a la “Estación Terminal” de Ventanilla en el Callao, como se aprecia en la siguiente ilustración.
3E l I n f o r m a t i v o
1 GNLC, Gas Natural de Lima y Callao, es la razón de la Unidad de Negocio de Tractebel a cargo de la concesión de distribución de gas natural por red de ductos en Lima y Callao.
ObjetivoCabe precisar aquí, que el objetivo principal del presente artículo, es el de dar a conocer el Marco Regulatorio que norma las tarifas de la red principal de Camisea y explicar la metodología de cálculo, que OSINERG ha llevado a cabo para establecer las tarifas aprobadas y publicadas el 04 de junio del presente año para el servicio de transporte de la Red Principal.
El Marco Regulatorio de la Red Principal
Marco Legal
El Marco legal está constituido por lo siguiente:
La Ley N° 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos,
La Ley N° 27133: Ley de la Promoción del la Industria del Gas Natural y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 040-99-EM, en adelante el Reglamento y
Los Reglamentos de Transporte y Distribución aprobados con D.S. 041-99 y 042-99-EM, respectivamente.
Los Contratos de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate y de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao.
"
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"
Ilustración 1
4E l I n f o r m a t i v o
Garantía por Red Principal (GRP)
La Ley N° 27133 de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, establece en su artículo 6° que los proyectos de red principal podrán incluir un mecanismo para garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el costo del servicio a los inversionistas. Asimismo señala que para acceder a la garantía el gasoducto debe cumplir, entre otras cosas, con que la relación beneficio – costo para los usuarios del servicio eléctrico que reciben energía de los generadores que usan el gas natural sea superior a la unidad, es decir, que el beneficio sea mayor que el costo. Este es el caso de Camisea, en el que se otorga al inversionista la garantía de recuperar su inversión, disminuyendo el riesgo del proyecto.
Ilustración 2
BeneficioMayor que
Costos ClienteFinal
Eléctrico
Preciodel Gas
EconómicoMenorTarifa
Eléctrica
GeneradorEléctrico
(intermediarioenergético)
MínimaTarifa
Transporte
GarantizaIngresos
Transportistade Gas
OptimizaDiseño,ReduceRiesgo
Se obtieneFinanciamiento
Barato
Concepto de Garantía
Costo del Servicio (CS)
Definido en la Ley, en el Reglamento y en los Contratos, representa el costo eficiente del servicio de Red Principal ofertado por el Inversionista, cuyos montos figuran en el formulario 4(a) de las Bases y son parte del Anexo 12 y 12(a) de los Contratos, desagregados como Costo de Servicio de transporte de gas de Camisea al “City Gate” y Costo de Servicio de distribución de gas en Lima y Callao. Dicho Costo del Servicio comprende las inversiones y los costos de operación y mantenimiento durante la vida del contrato, actualizados al 01/03/2003.
El Articulo 9°, numeral 9.3 del Reglamento señala que, en caso que se efectuaran pagos al concesionario con anterioridad a la puesta en operación de la Red Principal, dichos pagos serán descontados del costo del servicio, considerando la tasa de interés fijada en el Contrato de 12%.
Pagos Adelantados
El pago adelantado por concepto de adelanto de garantía por Red Principal, corresponde a cada uno de los montos efectivamente recibidos por los concesionarios antes de la puesta en operación comercial, actualizados a la tasa definida en los Contratos de Concesión.
Se establece un “Factor de Descuento”, que en buena cuenta permitirá una reducción del costo del servicio y de las tarifas reguladas.
El EfectoFinal es laReducciónen el Costodel Servicio
y en lasTarifas
Aplicables
Actualización01/03/2003
Tarifa = Costo / Demanda
Fecha InicioOp. Comercial
PagosAdelantado
Pagosgarantizados
Reducción delCS por PagosAdelantados
Menor CostoMenor Tarifa
Efecto del Pago Adelantado en elCosto del Servicio (CS) y la Tarifa Regulada
Ilustración 3
5E l I n f o r m a t i v o
El Proceso de Fijación de Tarifas de la Red Principal
El proceso de fijación de tarifas de la Red Principal de Camisea, constituye el procedimiento oficial a seguir para la fijación tarifaria, basados en las disposiciones y políticas de transparencia del organismo regulador y sustentadas en la resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD que norma los procedimientos para fijación de precios regulados.
Dicho proceso se dio inicio el 28 de febrero de 2003, con la presentación de la propuesta tarifaria de los concesionarios, en cumplimiento de lo señalado en la Resolución OSINERG N° 030-2003-OS/CD que establece la fecha máxima para presentar las propuestas tarifarias de los concesionarios.
El siguiente diagrama simboliza la secuencia de cada una de las etapas del mencionado proceso, que se ha llevado a cabo con la participación de los concesionarios de transporte y distribución de gas natural, las empresas Transportadora del Gas del Perú (TGP) y Gas Natural de Lima y Callao (GNLC), esta última del grupo Tractebel.
El proceso se llevó a cabo sin inconvenientes hasta su culminación con la publicación de la resolución de OSINERG que fija las respectivas tarifas, el 04 de junio del 2004.
28FEB
05MAR
12MAR
14MAR
11ABR
16ABR
07MAY
14MAY
21MAY
04JUN
25JUN
30JUN
07JUL
14JUL
13AGO
8AGO
PRESENTACIÓN DEESTUDIOS TÉCNICOECONÓMICOS CONPROPUESTAS DE
TARIFAS DE LARED DE DISTRIBUCIÓN
(CONCESIONARIO)
a
PUBLICACIÓN DEESTUDIOS TÉCNICOS
ECONÓMICOS ENPÁGINA WEB DE
OSINERGCONVOCATORIAA AUDIENCIASPÚBLICAS DE
CONCESIONARIOY OSINERG
b
AUDIENCIA PÚBLICADE CONCESIONARIO:
PRESENTACIÓN YSUSTENTO DE
SU PROPUESTATARIFARIA
c
OBSERVACIONESA LA PROPUESTA
TARIFARIA
d
ABSOLUCIÓN DE LASOBSERVACIONES
(CONCESIONARIO)
e
PUBLICACIÓN DELAS ABSOLUCIONESEN PÁGINA WEB DE
OSINERG
f
PREPUBLICACIÓNDEL PROYECTO DERESOLUCIÓN QUEFIJA LAS TARIFAS
DE LA RED DEDISTRIBUCIÓN
(OSINERG)
g
AUDIENCIA PÚBLICA,EXPOSICIÓN YSUSTENTO DE
CRITERIOS,METODOLOGÍA
Y MODELOSECONÓMICOS
(OSINERG)
h
OPINIONES YSUGERENCIASRESPECTO A LA
PREPUBLICACIÓN(INTERESADOS)
i
PUBLICACIÓN DE LARESOLUCIÓN QUEFIJA LAS TARIFAS
(OSINERG)
j
INTERPOSICIÓNDE RECURSOS DE
RECONSIDERACIÓN(INTERESADOS)
k
PUBLICACIÓN DELOS RECURSOS DERECONSIDERACIÓNEN LA PÁGINA WEB
DE OSINERGCONVOCATORIAA AUDIENCIASPÚBLICAS DE
INTERESADOS YOSINERG
l
AUDIENCIA PÚBLICA,PRESENTACIÓN Y
SUSTENTO DERECURSOS DE
RECONSIDERACIÓN(INTERESADOS)
m
SUGERENCIAS YOBSERVACIONES
SOBRE RECURSOS DERECONSIDERACIÓN
(INTERESADOSLEGITIMADOS)
n
RESOLUCIÓN DERECURSOS DE
RECONSIDERACIÓN(OSINERG)
ñ
PUBLICACIÓN DERESOLUCIONESQUE RESUELVEN
LOS RECURSOS DERECONSIDERACIÓN
(OSINERG)
o
3d 5d 2d 20d 3d 12d 5d 5d 10d 15d 3d 5d 5d 3d17d
PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS DE LA RED PRINCIPAL DE CAMISEA - AÑO 2003
Ilustración 4
Tarifas de la Red Principal de Camisea
Cuadro 1
Red deTransporte
(US$/MPC)
Red de
Distribución
(US$/MPC)
Tarifa Base
Tarifa Regulada
Pago Adelantado
Total US$
Factor de
Descuento
Tarifa Base
Aplicable
Tarifa Regulada
Aplicable
0,8874
1,2663
79 707 122
0,9166
0,8134
1,1608
0,14600
0,1961
7 608 433
0,9166
0,1339
0,1797
TARIFAS RED PRINCIPAL
Resumen de los Resultados Tarifarios de la Red Principal
Metodología de Cálculo de las Tarifas de la Red PrincipalAdelanto de la GRPComo se indica en el artículo 3° del D.S. 046-2002-EM, El pago por concepto de adelanto de GRP, corresponde a cada uno de los montos efectivamente recibidos por los concesionarios antes de la puesta en operación comercial, actualizados a la tasa definida en los contratos de concesión suscritos al amparo de la Ley N° 27133 y su reglamento.
Pago Adelantado Mensual El pago adelantado mensual se calcula de acuerdo a la siguiente fórmula:
PAM = Peaje GRP * MDM k k k
Donde:
k = Es el número de cada mes del período en el que se efectúa el Pago Adelantado que se inicia en Noviembre del 2002 como mes número 1 y termina el mes anterior al de la puesta en operación comercial estimado para agosto 2004.
PAM = Pago Adelantado mensual de la Garantía de la Red Principal, referido al k
mes k.Peaje GRP = Es el peaje correspondiente a la Garantía por Red Principal definido en el k
D.S. N° 046-2002-EM y las Resoluciones de OSINERG.MDM = Es la máxima demanda mensual del sistema eléctrico, referido al mes .k
Cálculo del Pago Adelantado Total
Es la suma actualizada de los pagos adelantados mensuales, de acuerdo a la siguiente fórmula:
Donde:
m = Días transcurridos entre el día de “pago” y el 1° de Marzo del 2003.M = Días transcurridos entre el primer “pago” y el 01/03/2003.N = Días transcurridos entre el último “pago” y el 01/03/2003.
1/365g = Tasa de Actualización Diaria determinada como: (1+ b) – 1.B = Tasa de Descuento Anual definida en 12% en los Contratos.
åN
= Mmm( )g+1
kPAM( )
6E l I n f o r m a t i v o
Nov-02
Dic-02
Ene-03
Feb-03
Mar-03
Abr-03
May-03
Jun-03
Jul-03
Ago-03
Sep-03
Oct-03
Nov-03
Dic-03
Ene-04
Feb-04
Mar-04
Abr-04
May-04
Jun-04
Jul-04
15-Dic-02
15-Ene-03
15-Feb-03
15-Mar-03
15-Abr-03
15-May-03
15-Jun-03
15-Jul-03
15-Ago-03
15-Sep-03
15-Oct-03
15-Nov-03
15-Dic-03
15-Ene-04
15-Feb-04
15-Mar-04
15-Abr-04
15-May-04
15-Jun-04
15-Jul-04
15-Ago-04
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
-76
-45
-14
14
45
75
106
136
167
198
228
259
289
320
351
380
411
441
472
502
533
2 662 853
2 697 170
2 652 491
2 658 253
2 711 073
2 734 121
2 712 033
2 667 857
2 667 857
2 680 341
2 725 478
2 726 438
2 757 169
2 792 703
2 744 989
2 750 952
2 805 614
2 829 466
2 806 607
2 760 891
2 760 891
TOTAL
247 348
248 135
241 688
240 116
242 541
242 335
343 001
334 285
331 083
329 446
331 888
328 825
439 264
440 663
428 986
426 064
430 367
430 002
528 053
514 636
509 706
7 608 433
2 591 253
2 599 506
2 531 957
2 515 493
2 540 901
2 538 744
3 593 329
3 502 024
3 468 479
3 451 330
3 476 912
3 444 820
4 601 800
4 616 457
4 494 119
4 463 510
4 508 594
4 504 768
5 531 966
5 391 403
5 339 758
79 707 122
K m MDMk PAT PAT
Red de
Distribución
Red de
Transporte
Fecha de
Vencimiento
Facturación
Número
de MesDías
Máxima
demanda
Mensual
Peaje Adelantado Total
De
Pago
Mes
PAGO ADELANTADO TOTAL
Cuadro 2
Cálculo del Factor de Descuento (FD) El Factor de Descuento (FD) en el Costo del Servicio se calcula como sigue:
Para el caso de la Red de Distribución:
FD = 1 – PAT / CS = 1 – (7 608 433 / 91 287 000) = 0,9166
Se ha hecho el cálculo para el caso de la Red de Distribución, el resultado es el mismo para el caso de la Red de Transporte:
FD = 1 – PAT / CS = 1 – (79 707 122 / 956 340 000) = 0,9166
El FD se aplica a las Tarifas Reguladas (TR) para incluir el Beneficio del Pago Adelantado en dichas tarifas.
Cálculo de las Capacidades Garantizadas
Las capacidades garantizadas están definidas en los respectivos contratos BOOT. Para los concesionarios de la Red de Transporte y la Red de Distribución, se ha establecido que las capacidades garantizadas corresponden a 225 y 380 MMPCD los primeros 7 años de operación y 255 y 450 MMPCD los siguientes años hasta el 9 de diciembre del año 2003, respectivamente. Ver cuadro 3, 4 e ilustraciones 5 y 6.
7E l I n f o r m a t i v o
Los resultados de los cálculos, se aprecian en el siguiente cuadro 2:
La Capacidad Garantizada Total
Se determina calculando el valor presente del flujo de capacidades garantizadas mensuales, de acuerdo a lo establecido en la cláusula 14.4.3, el anexo 2 de los contratos, según la siguiente fórmula:
Donde:
CGM = Capacidad Garantizada Mensual del mes i.i
D = Número de días calendario del mes i.i
PR = Período de Recuperación en meses.n = 17 ( Cuarta Cláusula de los Contratos).i = Número del mes en operación.
1/12a = Tasa de Actualización Mensual determinada como: (1+ b) – 1.
Basado en la fórmula de la CGT, con los valores de las capacidades garantizadas establecidas en el contrato, referidas en el acápite anterior y en el cuadro 5, se determina la capacidad garantizada total, cuyos resultados son los siguientes:
åPR
= 1ii + n( )a+1
iCGM( )CGM =
Red de Transporte
01/03/2003
09/08/2004
1 077 664 993
1 277 352 638
625 100 116
740 929 034
CAPACIDAD GARANTIZADA TOTAL MPC
Red de Distribución
Fecha deActualización
Cuadro 3
Cálculo de las Capacidades Contratadas
Las capacidades contratadas se proponen por los concesionarios para la aprobación de OSINERG, y deben estar sustentadas en estudios de proyecciones de consumo a 30 años. Las capacidades contratadas consideradas para fines del presente cálculo tarifario son las que se muestran en el cuadro 4.
La Capacidad Contratada Total
Se determina el valor presente de las proyecciones de las capacidades contratadas anuales, actualizadas al inicio de cada período tarifario, a que hace referencia el artículo 11° de la ley de promoción y la cláusula 14.6 de los respectivos Contratos de Concesión. Se calcula según la siguiente fórmula:
Donde:
CCT = Determinado de las proyecciones de demanda actualizadas al 01/03/2003.
3CCM = Capacidad Contratada Mensual del mes i, en millones de pies por mes.i
NDM = Número de días del mes i.i
Basado en la fórmula de la CCT, con los valores establecidos y presentados en el cuadro 5, se obtienen los siguientes resultados:
åPR
= 1ii + n( )a+1
iCCM( )CCT =
8E l I n f o r m a t i v o
CAPACIDAD CONTRATADA TOTAL MPC
09/08/2004 895 165 349 551 827 276
Red de Transporte
Red de Distribución
Fecha deActualización
Cuadro 4
El siguiente cuadro presenta el resultado del estudio de capacidades contratadas anuales a 30 años, a partir de la que se determina la capacidad contratada total.
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
89,3
100,9
141,2
217,3
233,9
263,6
284,4
311,7
331,3
361,1
383,3
415,4
438,7
472,4
500,2
533,9
561,7
599,7
630,1
671,4
702,7
748,3
783,8
840,1
891,6
947,3
1 006,9
1 071,0
1 139,8
1 143,4
72,7
78,0
91,6
118,6
133,8
162,1
182,3
208,9
228,0
257,1
278,7
310,2
332,8
365,8
392,9
426,0
453,1
490,3
520,1
560,7
591,2
636,1
670,8
726,4
777,2
832,1
891,0
954,3
1 022,3
1 025,1
380
380
380
380
380
380
380
410
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
225
225
225
225
225
225
225
238
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
255
Año
Capacidades GarantizadasCapacidades Contratadas
Proyecciones de Demanda
Red de Distribución
Red de Transporte
Red de Distribución
Red de Transporte
Cuadro 5
Ilustración 5
Año
1 000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
MM
PC
D
Red de TransporteProyecciones de Demanda y
Capacidad Garantizada
20
04
20
07
20
10
20
13
20
16
20
19
20
22
20
25
20
28
20
31
Ilustración 6
MM
PC
D
Red de DistribuciónProyecciones de Demanda y
Capacidad Garantizada
Año
600
500
400
300
200
100
0
20
04
20
07
20
10
20
13
20
16
20
19
20
22
20
25
20
28
20
31
Cálculo de la Tarifa Base
La tarifa base es la tarifa para los generadores eléctricos y es definida por la relación entre el costo del servicio (CS) ofertado por los concesionarios y la capacidad garantizada total. Los resultados se presentan en el siguiente cuadro:
9E l I n f o r m a t i v o
Donde:
TB = Tarifa Base referida a valores de Marzo del 2003.0
CS = Es el Costo del Servicio.CGT = Capacidad Garantizada Total en miles de pies cúbicos (MPC).
La tarifa base calculada, deberá ajustarse con el factor de descuento (FD) determinado anteriormente por efecto del pago adelantado, alcanzándose finalmente las tarifas aplicables que se presentan en el cuadro 8.
Parámetros Red de
TransporteRed de
Distribución
CGT ( MPC)
CS
TB = CS/CGT0
1 077 664 993
956 340 000
0,8874
625 100 116
91 287 000
0,1460
TARIFA BASE
Cuadro 6
Cálculo de la Tarifa Regulada
La tarifa regulada es la tarifa para los otros clientes no generadores eléctricos y es definida por la relación entre el costo del servicio (CS) ofertado por los concesionarios y la capacidad contratada total o el producto de la tarifa base por la relación de la capacidad garantizada total y la capacidad contratada total. Los resultados se presentan en el siguiente cuadro:
TARIFA REGULADA
Parámetros Red de
TransporteRed de
Distribución
TB0
CGT (MPC) al 09/08/2004
CCT (MPC) al 09/08/2004
TR = TB * (CGT/CCT)0 0
0,8874
1 277 352 638
895 165 349
1,2663
0,1460
740 929 034
551 827 276
0,1961Cuadro 7
Donde TR es la Tarifa Regulada.0
Tarifas Aplicables
El pago adelantado que define un factor de descuento, calculado en elcuarto acápite de la presente metodología de cálculo, permite ajustar la tarifas determinadas. Los resultados son los siguientes:
TARIFAS APLICABLES
Red de Transporte
Red de DistribuciónTarifas
TB0
TR 0
FD
TBap = TB * FD0
TRap = TR * FD0
0,8874
1,2663
0,9166
0,8134
1,1608
0,1460
0,1961
0,9166
0,1339
0,1797Cuadro 8
Donde TBap y TRap, corresponden a las tarifas base y reguladas aplicables, que han sido ajustadas por efecto del pago adelantado de la GRP.
Finalmente, cabe señalar que las tarifas determinadas son tarifas máximas en moneda extranjera, que se podrán ajustar cuando se determine exactamente el factor de descuento FD, después de iniciada la operación comercial.
Adicionalmente, las tarifas se revisarán a fin de actualizar el costo del servicio, ajustado a la Inflación de Estados Unidos y se aplicará un factor del tipo de cambio (FA2), como se explican en las resoluciones OSINERG 082 y 084-2003-OS/CD.
10E l I n f o r m a t i v o
Resoluciones de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG - Año 2003
ResoluciónFecha de
ExpediciónFecha de
PublicaciónAsunto o Materia Regulada
ResolucionesTarifarias
Aprueba Norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados" así como su Exposición de Motivos, la misma que consta de 8 artículos, dos Disposiciones Transitorias y los Anexos A, B, C, D, E, F, G y H
Aprueba Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica y el Programa Trimestral de Transferencias Externas del Periodo Febrero 2003 - Abril 2003
Desestima el pedido de suspensión y declara infundado el Recurso de Reconsideración presentado por la Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. contra las Resoluciones OSINERG N° 1470-2002-OS/CD y OSINERG N° 1472-2002-OS/CD
Desestima pedido de suspensión y nulidad de la Resolución OSINERG 1489-2002-OS/CD formulados por el COES
Fija fecha máxima para presentar propuestas tarifarias de concesionarios de transporte de gas natural por ductos de Camisea a Lima y de distribución de gas natural por red de ductos en Lima y Callao
Precisa fecha de vigencia de la resolución sobre compensación mensual que titulares de centrales de generación deben pagar por el uso del SST Mantaro Lima pertenecientes a ETECEN
Prepublica el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra y la relación de información (informes, estudios, dictámenes o modelos económicos) que la sustenta
Aprueba el “Procedimiento para la Publicación de los Precios de Referencia de los Combustibles Derivados del Petróleo”
Publica Proyecto de cálculo de Tarifas de Transporte y Distribución de gas natural por ductos para el caso de la Red Principal de Camisea
Dispone monto de compensación que deberá pagar la Empresa LUZ DEL SUR a la Empresa EDEGEL S.A. por el uso de instalaciones
Declara infundado recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR contra la Resolución OSINERG N° 018-2003-OS/CD
Declara infundado el Recurso de Reconsideración presentado por la Empresa EDEGEL S.A.A. contra la Resolución OSINERG N° 031-2003-OS/CD
Modifica la fecha de vigencia de la Resolución N° 004-2001 P/CTE
Fija las Tarifas en Barra para los suministros que se efectúen desde las Subestaciones de Generación - Transporte y las correspondientes tarifas de transmisión - periodo Mayo 2003 - Octubre 2003. Publica su exposición de motivos.
Aprueba Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y aprueban Programa Trimestral de Transferencias Externas periodo Mayo 2003 - Julio 2003.
Aprueba Factores de Ponderación del Precio de la Energía para el cálculo del cargo de energía de opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B y BT6 periodo Mayo 2003-Abril 2004
Fija Factores de Ponderación de los Valores Agregados de Distribución de diversas empresas de distribución eléctrica periodo Mayo 2003 - Abril 2004
Aprueba Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel de empresa aplicable al VADMT y al VADBT periodo Mayo 2003 - Abril 2004
Aprueba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas de T ransporte de Gas Natural por Ductos.
0001-2003-OS/CD 10/01/2003 11/01/2003
0018-2003-OS/CD 29/01/2003 30/01/2003
0019-2003-OS/CD 29/01/2003 03/02/2003
0029-2003-OS/CD 14/02/2003 16/02/2003
0030-2003-OS/CD 14/02/2003 16/02/2003
0031-2003-OS/CD 14/01/2003 21/02/2003
0037-2003-OS/CD 17/03/2003 18/03/2003
0038-2003-OS/CD 17/03/2003 19/03/2003
0039-2003-OS/CD 17/03/2003 26/03/2003
0050-2003-OS/CD 02/04/2003 03/04/2003
0051-2003-OS/CD 02/04/2003 03/04/2003
0052-2003-OS/CD 02/04/2003 11/04/2003
0053-2003-OS/CD 02/04/2003 11/04/2003
0057-2003-OS/CD 14/04/2003 15/04/2003
0058-2003-OS/CD 28/04/03 29/04/03
0059-2003-OS/CD 28/04/03 29/04/03
0060-2003-OS/CD 28/04/03 29/04/03
0061-2003-OS/CD 28/04/03 29/04/03
0063-2003-OS/CD 05/05/2003 07/05/2003
11E l I n f o r m a t i v o
12E l I n f o r m a t i v o
0064-2003-OS/CD 05/05/2003 07/05/2003
0079-2003-OS/CD 23/05/2003 31/05/2003
0080-2003-OS/CD 23/05/2003 02/06/2003
0081-2003-OS/CD 23/05/2003 02/06/2003
0082-2003-OS/CD 23/05/2003 04/06/2003
0084-2003-OS/CD 23/05/2003 04/06/2003
0086-2003-OS/CD 06/06/2003 09/06/2003
0092-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0093-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0094-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0095-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0096-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0097-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0098-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0099-2003-OS/CD 17/06/2003 19/06/2003
0100-2003-OS/CD 25/06/2003 29/06/2003
0102-2003-OS/CD 25/06/2003 29/06/2003
0103-2003-OS/CD 11/07/2003 16/07/2003
0104-2003-OS/CD 11/07/2003 16/07/2003
0105-2003-OS/CD 11/07/2003 16/07/2003
0106-2003-OS/CD 11/07/2003 16/07/2003
ResoluciónFecha de
ExpediciónFecha de
PublicaciónAsunto o Materia Regulada
Aprueba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callao.
Suspende en vía de regularización las Resoluciones OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y N° 1444-2002-OS/CD referido al peaje por transmisión secundaria aplicable a la Empresa Minera YAULIYACU. para el sistema Pasco Oeste de la empresa ELECTROANDES.
Establece plazo para que la Empresa ISA PERU presente información requerida para la aplicación del procedimiento de liquidación.
Aprueba la Prepublicación del Proyectos de Resolución que Fijan las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión.
Fija las Tarifas de Distribución de Gas natural por Red de Ductos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callao correspondiente a la Red Principal del Proyecto de Camisea.
Fija Tarifas de Transporte de Gas Natural por Ductos correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea.
Aprueba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica.
Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por el COES contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD.
Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por el SR. JHONY PERALTA CRUZ contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD.
Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por el SR. JAVIER DIEZ CANSECO CISNEROS contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD.
Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por el SR. CÉSAR SEGUNDO GARCÉS PUGA contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD
Declara infundado e improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa ETESELVA contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD
Declara infundado e improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa REDESUR contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD
Declara improcedente recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa RED DE ENERGÍA DEL PERÚ contra la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD
Modifica la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra para el período Mayo 2003 - Octubre 2003
Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR contra la Resolución OSINERG N° 061-2003-OS/CD
Aprueba la publicación del documento “Proceso de Regulación de Tarifas en Barra”, correspondiente al período Mayo 2003 – Octubre 2003
Aprueba las tarifas y compensaciones de sistemas secundarios de transmisión, sus fórmulas de actualización para las empresas: LUZ DEL SUR, ELECTROANDES, ELECTRO SUR MEDIO, SEAL, EDECAÑETE, ETESELVA y EDEGEL
Aprueba las tarifas y compensaciones de sistemas secundarios de transmisión y sus fórmulas de actualización para RED DE ENERGÍA DEL PERÚ
Consigna las tarifas y compensaciones, así como sus fórmulas de actualización correspondientes a la transmisión secundaria a que se refiere el Artículo 43°, inciso b) de la Ley de Concesiones Eléctricas
Fija la clasificación definitiva del sistema de distribución eléctrica San Balvin, perteneciente a la Empresa ELECTROCENTRO
13E l I n f o r m a t i v o
Tarifas en Barra
Evolución de las Tarifasde Electricidad
En los gráficos siguientes se muestra la evolución del precio medio de electricidad (energía, potencia y total) en las barras de Lima 220 kV (Lima), Cusco 138 kV (Cusco) y Socabaya 138 kV (Arequipa).
Evolución del Precio MedioBarra Lima 220 kV
Ma
y-9
7
Jul-9
7
Se
p-9
7
No
v-9
7
En
e-9
8
Ma
r-9
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Ma
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8
No
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En
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Se
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9
No
v-9
9
En
e-0
0
Ma
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0
Ma
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0
Jul-0
0
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p-0
0
No
v-0
0
En
e-0
1
Ma
r-0
1
Ma
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1
Jul-0
1
Se
p-0
1
No
v-0
1
En
e-0
2
Ma
r-0
2
Ma
y-0
2
Jul-0
2
Se
p-0
2
No
v-0
2
En
e-0
3
Ma
r-0
3
Ma
y-0
3
Jul-0
3
5.0
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Potencia
Energía
Total
Evolución del Precio MedioBarra Cusco 138 kV
Ma
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7
Jul-9
7
Se
p-9
7
No
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7
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8
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En
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Se
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9
No
v-9
9
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e-0
0
Ma
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0
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0
Jul-0
0
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0
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e-0
1
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r-0
1
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1
Jul-0
1
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1
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1
En
e-0
2
Ma
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2
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2
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2
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2
No
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2
En
e-0
3
Ma
r-0
3
Ma
y-0
3
Jul-0
3
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
Potencia
Energía
Total
Evolución del Precio MedioBarra Socabaya 138 kV
Ma
y-9
7
Ju
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7
Se
p-9
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No
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9
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9
En
e-0
0
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0
Ma
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0
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0
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0
No
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0
En
e-0
1
Ma
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1
Ma
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1
Ju
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1
Se
p-0
1
No
v-0
1
En
e-0
2
Ma
r-0
2
Ma
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2
Ju
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2
Se
p-0
2
No
v-0
2
En
e-0
3
Ma
r-0
3
Ma
y-0
3
Ju
l-0
3
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
14E l I n f o r m a t i v o
La variación del precio medio residencial durante los años 1997, 1998, 2000 y 2001 fue inferior a la inflación registrada para dichos años. Durante 1999 se aprecia una variación superior a la inflación debida principalmente a los incrementos de los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica, situación que se ha revertido a partir del año 2000. En lo que va del año (julio) se puede apreciar que la tarifa es menor a la inflación registrada. De esta forma, la variación acumulada de los precios medios residenciales para el periodo 1997 enero 2003 es inferior a la inflación.
Tarifas Aplicables a los Clientes Finales
Tarifas Residenciales e Inflación
En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes con consumos promedios mensual de 15 kW.h, 65 kW.h y 125 kW.h.
Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles enLima vs. Inflación y Devaluación
160%
140%
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
-20%
-40%
-60%
Variación %
Residencial BT5B (15 kW.h)
Residencial BT5B (65 kW.h)
Residencial BT5B (125 kW.h)
Diesel 2
Residual 6
Inflación
Devaluación
-2,4%
-6,1%
-6,8%
-6,7%
2,4%
6,5%
5,1%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 (*) Acumulada
3,4%
2,3%
2,1%
-26,0%
-32,3%
6,0%
15,4%
13,2%
16,2%
16,8%
104,1%
135,2%
3,7%
11,2%
2,5%
2,2%
2,1%
35,1%
6,3%
3,7%
1,0%
-23,0%
-17,1%
-5,0%
-44,0%
-20,9%
-0,1%
-2,4%
5,6%
7,9%
8,4%
40,6%
50,0%
1,5%
2,4%
-1,6%
-2,4%
-2,5%
12,4%
-12,6%
1,4%
-1,2%
-6,3%
-0,3%
14,1%
68,6%
79,5%
24,9%
34,5%
(*) Julio 2003
Evolución del Precio Medio Residencial - LimaE
ne
-95
Ab
r-9
5
Jul-9
5
Oct
-95
En
e-9
6
Ab
r-9
6
Jul-9
6
Oct
-96
En
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7
Ab
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7
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7
Oct
-97
En
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8
Ab
r-9
8
Jul-9
8
Oct
-98
En
e-9
9
Ab
r-9
9
Jul-9
9
Oct
-99
En
e-0
0
Ab
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0
Jul-0
0
Oct
-00
En
e-0
1
Ab
r-0
1
Jul-0
1
Oct
-01
En
e-0
2
Ab
r-0
2
Jul-0
2
Oct
-02
En
e-0
3
Ab
r-0
3
Jul-0
3
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
15E l I n f o r m a t i v o
Mercado Eléctrico
EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA
La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa comercial de las empresas de electricidad al primer trimestre de 2003 en las empresas concesionarias de electricidad.
Evolución de las Ventas de Energía
Las ventas a usuarios finales realizadas por las empresas de servicio público de electricidad fueron de 4 558 GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en el primer trimestre de los años 2002 y 2001 fue de 5,9% y 14,9% respectivamente.
Las ventas en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el 25%, 9%, 29% y 37% respectivamente.
Las ventas de energía al mercado libre representan el 47% de las ventas totales, porcentaje similar al obtenido en el 2002 y superior al 45% obtenido en el 2001.
Ventas - I Trimestre(GW.h)
Mercado
Regulado
Libre
Total
2001
2 168
1 798
3 966
2002
2 259
2 043
4 303
2003
2 398
2 160
4 558
2001 2002 2003
Regulado Libre
GW
.h
5 000
4 500
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
0
500
55% 53%53%45%47%47%
2003
2002
2001
Alta Tensión
9%
Media Tensión
29%
Baja Tensión
37%
Muy Alta
25%
Tensión
16E l I n f o r m a t i v o
ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA
EVOLUCIÓN DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
Evolución de la Facturación por Ventas de Energía
La facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (306 millones US$) aumentó en 8,6% y 10,4% respecto a lo alcanzado en el primer trimestre de los años 2002 y 2001 respectivamente.
Las ventas de energía en los sectores industrial, residencial, comercial y alumbrado público representaron el 56%, 25%, 16% y 3%, respectivamente.
La facturación por ventas de energía en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el 17%, 5%, 23% y 55% respectivamente.
La facturación en el mercado libre representa el 32% de la facturación total, cifra inferior al 33% obtenido en el primer trimestre 2002 y superior al 31% obtenido en el primer trimestre del 2001.
Alumbrado
3%Comercial
16%
Residencial
25%
Industrial
56%
Facturación - I Trimestre(Millones US$)
Mercado 2001 2002 2003
Regulado
Libre
Total
191
86
277
188
93
281
208
98
306
millo
ne
s U
S$
Regulado Libre
2001 2002 2003
350
300
250
200
150
100
0
50
69%
68%67%
31%33%
32%
2003
2002
2001
Alta Tensión
5%
Media Tensión23%
Baja Tensión
55%
Muy Alta
17%
Tensión
17E l I n f o r m a t i v o
EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES
ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
El sector residencial por su parte, está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kW.h (34%) y aquellos que consumen de 31 a 100 kW.h (30%), los clientes con otros rangos de consumo representan el 36%.
Número de Clientes
El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en marzo de 2003 se han atendido 154 304 nuevos suministros más que en el 2002 y 284 015 nuevos suministros más que en el 2001.
Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 36%, en el sector industrial el 42%, en el sector comercial el 18% y por el servicio de alumbrado público el 4% del total respectivamente.
En el año 2003, el 92,1% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 7,9% restante a no residenciales (alumbrado público, industrial y comercial).
Alumbrado
4%
Comercial
18%Residencial
36%
Industrial
42%
3 49
3 72
2
3 36
4 01
1
3 64
8 02
3
2001 2002 2003
500 000
0
1 000 000
1 500 000
2 000 000
2 500 000
3 000 000
3 500 000
4 000 000
Clie
ntes
Año ClientesIncremento respecto
al período anterior
2001
2002
2003
3 364 011
3 493 722
3 648 023
-
3,9%
4,4%
0 - 30 kW.h
34%
101 - 150 kW.h
14%
151 - 300 kW.h
15%
301 - 500 kW.h
5%Otros2%
31 - 100 kW.h
30%
Alumbrado0,2%
Comercial7,4%
Industrial0,3%
Residencial92,1%
18E l I n f o r m a t i v o
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
Producción de Electricidad en el SistemaEléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
La producción en el SEIN de energía eléctrica durante el primer trimestre del año 2003, acorde con la información mensual remitida por el COES-SINAC, fue 5 095 GW.h, valor que representa un incremento del 5,8% con relación a la producción reportada para el año anterior (4 814 GW.h).
Las empresas que han v i s to disminuidas su participación son Etevensa, Eepsa, Shougesa, Egasa y San Gabán.
Por tipo de fuente, se observa que las centrales termoeléctricas han registrado un decremento de 0,6% , mientras que las hidroeléctricas muestran un incremento de 6,4%. En términos de participación por tipo de fuente, la producción termoeléctrica no se ha alterado, registrándose un 8% en el año 2002 y 2003.
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EL SEINComparación I Trimestre
ShougesaEtevensaEgesurEepsaCahua-CNPTermoselvaEgemsaSan GabánEgasaEnersurElectro AndesEgenorEdegelElectroperú
20032002
12381
168218
146134169211
4 8145 095
1 6401 631
1 3771 127
618
610
302
282
212
246
232247
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h
HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTALEMPRESAS
I Trimestre 2002 I Trimestre 2003
Electroperú 1 629 2 1 631 1 635 5 1 640Edegel 1 124 3 1 127 1 370 6 1 377Egenor 610 0 610 616 2 618Etevensa 0 9 9 0 2 2Eepsa 0 45 45 0 17 17Electro Andes 282 0 282 302 0 302Cahua - CNP 122 1 123 146 1 146Termoselva 0 81 81 0 134 134Shougesa 0 1 1 0 1 1Egemsa 168 0 168 169 0 169Egasa 244 2 247 227 5 232Enersur 0 246 246 0 212 212Egesur 22 3 25 27 7 34San Gabán 218 0 218 210 1 211TOTAL 4 419 395 4 814 4 703 393 5 095
INCREMENTO / DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEINI Trimestre 2003 Vs I Trimestre 2002
Electroperú 0,4% 184,0% 0,5%
Edegel 22,0% 118,7% 22,2%
Egenor 1,0% 619,8% 1,3%
Etevensa 0,0% -75,2% -75,2%
Eepsa 0,0% -63,0% -63,0%
Electro Andes 7,1% 0,0% 7,1%
Cahua 19,2% -17,4% 19,0%
Termoselva 0,0% 65,3% 65,3%
Shougesa 0,0% -58,4% -58,4%
Egemsa 0,9% 48,2% 0,9%
Egasa -7,2% 111,1% -6,1%
Enersur 0,0% -14,0% -14,0%
Egesur 24,1% 118,7% 36,4%
San Gabán -3,6% 463,8% -3,2%
TOTAL 6,4% -0,6% 5,84%
19E l I n f o r m a t i v o
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
En la estadística de evolución de la capacidad efectiva de las centrales eléctricas se observa que la capacidad efectiva del sistema no ha variado a excepción de la capacidad efectiva de Edegel que incluye a la central hidroeléctrica de Huanchor (18,2 MW), que inició las pruebas de operación en agosto de 2002 hasta el 06 de noviembre del mismo año, en que ingresó a operación comercial.
( 1 ) Incluye a CH Huanchor( 2 ) Incluye a CT Trupal( 3 ) Incluye a CH Cahua, CH Pariac, CH Gallito Ciego, y CT Pacasmayo
Participación I Trimestre
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE - SEIN
HIDROELÉCTRICA
TERMOELÉCTRICA
92%92%
8%8%
2002
2003
PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVAI Trimestre 2002
Shougesa1%
Egemsa2%Cahua
3%Eepsa
3%
San Gabán3%
Termoselva4%
Electro Andes4%
Egasa7%
Etevensa7%
Enersur8%
Egenor12%
Egesur1%
Edegel24%
Electroperú21%
PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVAI Trimestre 2003
Shougesa2%
Egemsa2%Cahua
3%Eepsa
3%
San Gabán3%
Termoselva4%
Electro Andes4%
Egasa7%
Etevensa7%
Enersur8%
Egenor13%
Egesur1%
Edegel23%
Electroperú20%
CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN - MW
HIDROELÉCTRICA HIDROELÉCTRICATERMOELÉCTRICA TERMOELÉCTRICATOTAL TOTAL
I Trimestre 2002 I Trimestre 2003EMPRESA
Edegel (1) 739 262 1 001 758 264 1 021
Electroperú 842 18 860 842 18 860
Egenor (2) 352 191 543 356 197 553
Enersur 0 365 365 0 360 360
Etevensa 0 328 328 0 325 325
Egasa 170 155 324 170 150 320
Electro Andes 174 0 174 174 0 174
Termoselva 0 157 157 0 157 157
San Gabán 113 33 146 113 33 146
Eepsa 0 146 146 0 143 143
Cahua (3) 86 25 110 86 25 110
Egemsa 91 12 103 91 12 103
Shougesa 0 64 64 0 67 67
Egesur 35 26 61 35 26 61
TOTAL 2 600 1 781 4 381 2 624 1 777 4 400
( 1 ) Incluye a CH Huanchor( 2 ) Incluye a CT Trupal( 3 ) Incluye a CH Cahua, CH Pariac, CH Gallito Ciego, y CT Pacasmayo
20E l I n f o r m a t i v o
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN
Asimismo, el ingreso a operación comercial de la C.H. Huanchor ha permitido que la participa-ción termoeléctrica en la capacidad efectiva del sistema interconectado nacional disminuya de 41% en 2001 a 40% en 2002.
CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEINParticipación I Trimestre
HIDROELÉCTRICA
TERMOELÉCTRICA
60%2002
2003
59%
41%
40%
INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN
EMPRESA
I Trimestre 2003 Vs I Trimestre 2002
HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL
Edegel (1) 2,5% 0,6% 2,0%
Electroperú 0,0% 0,0% 0,0%
Egenor (2) 1,2% 3,4% 2,0%
Enersur 0,0% -1,2% -1,2%
Etevensa 0,0% -1,1% -1,1%
Egasa 0,4% -3,0% -1,2%
Electro Andes 0,0% 0,0% 0,0%
Termoselva 0,0% 0,1% 0,1%
San Gabán 0,0% 0,0% 0,0%
Eepsa 0,0% -2,2% -2,2%
Cahua (3) 0,0% -0,4% -0,1%
Egemsa 0,6% -2,5% 0,2%
Shougesa 0,0% 5,0% 5,0%
Egesur 0,0% -1,1% -0,5%
TOTAL 0,9% -0,3% 0,4%
( 1 ) Incluye a CH Huanchor( 2 ) Incluye a CT Trupal( 3 ) Incluye a CH Cahua, CH Pariac, CH Gallito Ciego, y CT Pacasmayo
CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEINComparación I Trimestre
5 000
4 500
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
EgesurShougesaEgemsaCahuaEepsaSan GabánTermoselvaElectro AndesEgasaEtevensaEnersurEgenorElectroperúEdegel
4 381
110146146157
174
324
328
365
543
860
1 001
4 400
110143146157
174
320
325
360
553
860
1 021
2002 2003
21E l I n f o r m a t i v o
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
Evolución de la Cobertura de la Máxima DemandaLa máxima demanda registrada en el primer trimestre del año 2003 fue 3,7% y 10,8%, mayor que sus similares registrados en los años 2002 y 2001, respectivamente. Coincidentemente estos valores han ocurrido en el mes de marzo. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de la cobertura de la máxima demanda por las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN.
El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en el SEIN. Se observa una disminución de la participación promedio de la centrales hidroeléctricas de 89%, 85% y 83% para los años 2001, 2002 y 2003, respectivamente.
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN
SEIN
Máx. Dem. 1 Trim. 2001 2 419,6 222,2 2 641,8
Máx. Dem. 1 Trim 2002 2 414,1 408,5 2 822,5
Máx. Dem. 1 Trim 2003 2 387,6 540,3 2 927,9
% Variación 2003 / 2001 -1,3% 143,2% 10,8%
% Variación 2003 / 2002 -1,1% 32,3% 3,7%
MESAÑO
2001
2002
( MW )
HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL
ENERO 2 312,6 294,2 2 606,8
FEBRERO 2 305,0 312,3 2 617,3
MARZO 2 419,6 222,2 2 641,8
ENERO 2 413,7 348,8 2 762,5
FEBRERO 2 253,6 514,2 2 767,8
MARZO 2 414,1 408,5 2 822,5
ENERO 2 455,6 395,7 2 851,2
FEBRERO 2 338,3 568,8 2 907,1
MARZO 2 387,6 540,3 2 927,9
2003
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN
% P
art
icip
aci
ón
en
la C
ob
ert
ura
de
la M
áxi
ma
De
ma
nd
a
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Ene
-01
Feb-
01
Mar
-01
Abr
-01
May
-01
Jun-
01
Jul-0
1
Ago
-01
Sep
-01
Oct
-01
Nov
-01
Dic
-01
Ene
-02
Feb-
02
Mar
-02
Abr
-02
May
-02
Jun-
02
Jul-0
2
Ago
-02
Sep
-02
Oct
-02
Nov
-02
Dic
-02
Ene
-03
Feb-
03
Mar
-03
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
SEIN
22E l I n f o r m a t i v o
25%
20%
15%
10%
5%
0%
TOTAL PERÚ(1993 - 2003*)
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
Pérdidas Estándard Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales
Pérdidas de Energía en los Sistemas de Distribución Eléctrica Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de 1993 (línea continua) tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución.
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Edecañete
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electronoroeste
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Hidrandina
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Edelnor (Zonal Chancay)1
99
3
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Edelnor (Lima Metr.)
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Luz del Sur
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electro Sur Medio
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electrosur
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
**
20
03
*
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electro Puno
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electro Ucayali
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electro Sur Este
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Sersa (Rioja)
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
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19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electronorte
19
93
19
94
19
95
19
96
19
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98
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*
35%
30%
25%
20%
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10%
5%
0%
Electrocentro
19
93
19
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10%
5%
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Seal
19
93
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35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Electro Oriente
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
*
(*) Cifras acumuladas al I Trimestre de 2003(**) Datos reportados por Electrosur mediante documento G-780-2003
Balance General
Situación Económica y Financiera
de las Empresas de Electricidad
al 31/03/2003Los resultados económicos y financieros que se presentan a continuación se refieren a las cifras de
los estados financieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59° del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, remiten a OSINERG.
Generación Transmisión Distribución Total
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD
Al 31 de marzo de 2003
(Cifras Ajustadas)
(Expresado en Millones de Nuevos Soles)
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 2 388 206 1 006 3 601
ACTIVO NO CORRIENTE 13 569 1 937 6 298 21 804
Activo fijo 12 578 1 043 6 083 19 703
Otros activos no corrientes 991 895 215 2 101
TOTAL ACTIVO 15 957 2 144 7 304 25 405
PASIVO Y PATRIMONIO
PASIVO 6 191 1 233 2 225 9 648
PASIVO CORRIENTE 1 721 110 841 2 671
PASIVO NO CORRIENTE 4 470 1 123 1 384 6 977
PATRIMONIO NETO 9 767 911 5 079 15 757
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 957 2 144 7 304 25 405
Al 31 de marzo de 2003, los resultados financieros muestran un ligero incremento en el nivel de los
activos alcanzando la cifra de S/. 25 405 millones, 0,81% menor comparado con el primer trimestre
del año 2002. Los activos están constituidos por el 77,6 % en inversión en activos fijos,
concentrándose en las empresas generadoras el 63,8%, en las empresas distribuidoras el 30,9% y el
5,3% restante en las empresas transmisoras.
Respecto al Pasivo y al Patrimonio Neto, en su mayoría las empresas cuentan con un bajo
financiamiento externo, el cual alcanza la cifra de S/. 9 648 millones, equivalente al 37,98 % del
total del Pasivo y Patrimonio. El pasivo se concentra en la deuda a largo plazo con S/. 5 543 millones.
El Patrimonio Neto registra una disminución del 4,0% respecto a marzo del año anterior.
Activo FijoPor Actividad
Distribución31%
Transmisión5%
Generación64%
23E l I n f o r m a t i v o
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL AL 31 DE MARZO DE 2003(Cifras Ajustadas) En Miles de Nuevos Soles
Activo Activo Pasivo Pasivo Patrimonio
Corriente No Corriente Corriente No Corriente NetoEmpresa
Cahua 29 247 201 141 23 475 101 801 105 112
Chavimochic 440 79 139 79 578
CNP Energía 21 229 113 281 15 407 75 002 44 100
Edegel 249 239 3 895 936 499 571 815 258 2 830 346
Eepsa 22 904 180 833 25 063 48 508 130 167
Egasa 107 396 783 704 19 582 51 488 820 031
Egemsa 78 926 566 156 34 358 13 186 597 538
Egenor 321 791 1 220 217 51 075 298 584 1 192 350
Egesur 15 865 180 819 3 893 18 507 174 284
Electro Andes 80 154 943 265 130 937 325 875 566 607
Electroperú 586 263 3 357 230 308 385 1 602 677 2 032 431
Enersur 456 109 884 260 447 822 422 475 470 072
Etevensa 70 536 381 804 48 343 144 298 259 699
San Gabán 187 814 418 931 11 606 390 792 204 348
Shougesa 51 517 43 537 17 341 7 068 70 646
Sinersa 15 008 59 354 4 129 41 406 28 828
Termoselva 93 804 259 442 79 831 113 027 160 387
Eteselva 16 142 251 630 16 503 65 870 185 398
ISA Perú 50 600 178 128 25 845 136 651 66 231
Red de Energía
del Perú 93 624 910 758 33 252 554 960 416 169
Redesur 12 889 67 638 4 927 48 185 27 415
Transmantaro 33 216 529 149 29 100 317 233 216 032
Coelvisa 2 635 18 244 2 493 4 637 13 749
Edecañete 6 827 29 894 3 108 2 374 31 238
Edelnor 216 304 1 938 784 314 203 525 986 1 314 900
Electro Oriente 55 664 284 486 12 695 22 404 305 051
Electro Pangoa 188 190 43 15 320
Electro Puno 19 673 177 157 8 068 8 248 180 514
Electro Sur Este 31 471 292 605 12 865 21 325 289 886
Electro Sur Medio 76 180 241 447 61 378 27 373 228 876
Electro Tocache 409 737 725 397 24
Electro Ucayali 11 577 112 558 5 700 118 435
Electrocentro 95 590 519 808 27 735 43 026 544 637
Electronoroeste 33 046 289 795 43 345 46 426 233 070
Electronorte 24 802 177 298 28 715 44 110 129 274
Electrosur 16 430 106 426 7 323 5 388 110 145
Emsemsa 1 072 219 1 135 2 155
Hidrandina 59 809 584 202 48 668 29 532 565 812
Luz del Sur 305 106 1 341 466 232 063 565 469 849 041
Seal 49 453 182 455 30 705 36 999 164 205
Sistema Eléctrico
Interconectado
Nacional 3 545 099 21 519 447 2 658 674 6 954 142 15 451 729
Sistemas
Aislados 55 852 284 676 12 738 22 419 305 372
TOTAL 3 600 952 21 804 123 2 671 412 6 976 561 15 757 101
Generación 2 388 243 13 569 050 1 720 818 4 469 951 9 766 524
Transmisión 206 471 1 937 303 109 628 1 122 900 911 245
Distribución 1 006 238 6 297 771 840 967 1 383 709 5 079 332
24E l I n f o r m a t i v o
25E l I n f o r m a t i v o
UTILIDAD DE OPERACIÓNPorcentaje del total de ingresos
Generación Transmisión Distribución
100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%
0%
38.1%57.7%
14.2%
Estado de Ganancias y Pérdidas
Los Ingresos Totales experimentaron un aumento de 6,7%, alcanzando los S/. 1 774,1 millones para el primer trimestre del 2003. Los Gastos de las empresas ascendieron a S/. 1 282,4 millones aumentando 8,5%. Por su parte las Utilidades Netas fueron positivas en S/. 381,5 millones, que comparado con el período anterior ha presentado un aumento de 33,8%.
Ingresos
Generación47%
Transmisión5%
Distribución48%
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS AL 31 DE MARZO DEL 2003(Cifras Ajustadas)
(En Millones de Nuevos Soles)
Concepto Generación Transmisión Distribución Total
Ingresos 834 95 846 1 774
Gastos 516 40 726 1 282
Combustibles y Lubricantes 18 13 31
Compra de energía 208 479 687
Cargas de personal 37 7 50 94
Servicios de terceros 52 5 64 121
Provisiones del ejercicio 141 21 86 248
Otros Gastos 61 7 34 102
Utilidad (Pérdida) de Operación 317 55 120 492
Ingresos (Gastos) no Operativos (67) (12) (31) (110)
Utilidad (Pérdida) Neta 251 42 89 382
Generación Interna de Recursos 458 75 206 739
Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad
Ingresos
Gastos
Utilidad(Pérdida) de Operación
Utilidad(Pérdida) Neta
Generación Interna de Recursos
Generación Transmisión Distribución
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
834
516
317
251
458
9540 55 42
846
726
12089
206
75
26E l I n f o r m a t i v o
GENERACIÓN INTERNA DE RECURSOSPorcentaje del total de ingresos
Generación Transmisión Distribución
100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%
0%
55%
79,6%
24,3%
Utilidad(Pérdida)
de operaciónIngreso Gastos
Generacióninterna derecursos
Utilidad(Pérdida)
Neta
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS AL 31 DE MARZO DE 2003(Cifras ajustadas) En Miles de Nuevos Soles
Cahua 14 611 10 005 4 606 7 239 4 130
Chavimochic 1 049 1 226 (177) 736 (979)
CNP Energía 9 639 5 582 4 057 7 409 3 250
Edegel 158 487 72 321 86 166 122 302 39 163
Eepsa 15 905 14 526 1 378 5 090 1 357
Egasa 36 008 25 727 10 281 20 627 6 850
Egemsa 16 001 12 707 3 295 7 092 2 096
Egenor 84 325 47 503 36 821 49 073 21 548
Egesur 10 197 8 828 1 370 3 666 484
Electro Andes 39 107 17 956 21 151 27 396 15 971
Electroperú 260 735 172 097 88 638 117 535 96 046
Enersur 89 486 57 810 31 676 44 108 22 156
Etevensa 21 858 18 862 2 996 9 785 1 672
San Gabán 22 859 17 316 5 543 12 178 12 304
Shougesa 18 990 14 408 4 582 6 558 3 729
Sinersa 1 837 1 198 639 1 142 (699)
Termoselva 32 416 18 214 14 202 16 109 21 493
Eteselva 6 562 3 299 3 262 5 650 1 856
ISA Perú 8 592 3 061 5 532 7 038 4 189
Red de Energía del Perú 53 282 23 267 30 015 38 713 21 654
Redesur 2 752 1 204 1 548 2 176 869
Transmantaro 23 497 9 196 14 301 21 815 13 754
Coelvisa 1 883 1 746 137 260 252
Edecañete 4 719 4 650 70 710 139
Edelnor 264 427 222 056 42 371 70 134 28 947
Electro Oriente 25 576 23 810 1 766 6 376 2 737
Electro Pangoa 80 98 (17) (1) (19)
Electro Puno 9 236 10 333 (1 096) 1 355 (994)
Electro Sur Este 19 046 19 140 (94) 3 493 (513)
Electro Sur Medio 24 658 22 738 1 921 4 870 1 510
Electro Tocache 502 384 118 142 82
Electro Ucayali 8 542 11 227 (2 685) (1 645) (2 523)
Electrocentro 33 625 30 580 3 045 7 988 3 591
Electronoroeste 35 371 31 662 3 709 6 809 2 320
Electronorte 26 319 23 502 2 817 5 818 1 248
Electrosur 13 155 12 894 261 1 878 177
Emsemsa 482 453 29 33 12
Hidrandina 60 486 56 711 3 775 11 870 3 108
Luz del Sur 281 674 222 026 59 648 77 701 45 384
Seal 36 129 32 033 4 095 8 078 3 153
Sistema Interconectado
Nacional 1 748 449 1 258 447 490 002 732 933 378 788
Sistemas Aislados 25 656 23 908 1 749 6 375 2 717
Generación 833 511 516 286 317 225 458 045 250 573
Transmisión 94 685 40 027 54 659 75 393 42 321
Distribución 845 909 726 042 119 867 205 871 88 611
TOTAL 1 774 105 1 282 355 491 751 739 308 381 505
Gastos
Generación40%
Transmisión3%
Distribución57%
27E l I n f o r m a t i v o
Ratios Financieros
RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS
Razón Endeudamiento Gir sobre Gir sobre Efectividad de Gastos enCorriente Patrimonial Patrimonio(%) Activo Fijo(%) cobranzas (días) personal(%)
En función a los estados financieros de las empresas al 31 de marzo de 2003 se han preparado varios ratios agrupados según criterios de liquidez, solvencia, gestión y rentabilidad. Cabe indicar que los ratios para los totales consolidados por actividad fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa.
Cahua 1,25 1,19 6,89 3,63 56 8,91
Chavimochic 0,92 0,93 38 25,81
CNP Energía 1,38 2,05 16,80 9,84 65 10,53
Edegel 0,50 0,46 4,32 3,41 37 5,21
Eepsa 0,91 0,57 3,91 2,93 52 11,18
Egasa 5,48 0,09 2,52 2,65 67 9,87
Egemsa 2,30 0,08 1,19 1,64 57 12,92
Egenor 6,30 0,29 4,12 4,05 13 21,74
Egesur 4,07 0,13 2,10 2,04 44 14,98
Electro Andes 0,61 0,81 4,84 5,57 41 11,38
Electroperú 1,90 0,94 5,78 3,52 37 3,84
Enersur 1,02 1,85 9,38 5,00 50 22,01
Etevensa 1,46 0,74 3,77 2,59 25 6,62
San Gabán 16,18 1,97 5,96 2,91 558 11,43
Shougesa 2,97 0,35 9,28 15,06 129 6,25
Sinersa 3,63 1,58 3,96 2,57 26 26,97
Termoselva 1,18 1,20 10,04 6,30 57 31,53
Eteselva 0,98 0,44 3,05 2,25 36 13,84
ISA Perú 1,96 2,45 10,63 3,99 30 13,96
Red de Energía del Perú 2,82 1,41 9,30 132,19 33 17,29
Redesur 2,62 1,94 7,94 3,22 30 11,42
Transmantaro 1,14 1,60 10,10 4,21 35 2,05
Coelvisa 1,06 0,52 1,89 1,51 25 19,75
Edecañete 2,20 0,18 2,27 2,53 91 17,79
Edelnor 0,69 0,64 5,33 3,67 59 10,13
Electro Oriente 4,38 0,12 2,09 2,25 47 24,48
Electro Pangoa 4,37 0,18 (0,35) (0,59) 153 27,83
Electro Puno 2,44 0,09 0,75 0,79 51 17,14
Electro Sur Este 2,45 0,12 1,20 1,26 42 25,07
Electro Sur Medio 1,24 0,39 2,13 2,44 71 13,59
Electro Tocache 0,56 19,64 67 23,30
Electro Ucayali 2,03 0,05 (1,39) (1,46) 56 23,27
Electrocentro 3,45 0,13 1,47 1,55 149 21,91
Electronoroeste 0,76 0,39 2,92 2,39 61 15,53
Electronorte 0,86 0,56 4,50 3,33 55 17,08
Electrosur 2,24 0,12 1,70 1,80 41 19,73
Emsemsa 0,94 7,35 21,08 25,14 197 15,05
Hidrandina 1,23 0,14 2,10 2,10 57 17,23
Luz del Sur 1,31 0,94 9,15 6,19 54 11,91
Seal 1,61 0,41 4,92 4,44 69 10,92
Sistema Interconectado
Nacional 1,33 0,62 4,74 3,77 51 11,90
Sistemas Aislados 4,38 0,12 2,09 2,25 47 24,49
Generación 1,39 0,63 4,69 3,64 43 10,58
Transmisión 1,88 1,35 8,27 7,23 33 12,80
Distribución 1,20 0,44 4,05 3,38 60 13,48
TOTAL 1,35 0,61 4,69 3,75 51 12,08
NOTICIAS
Organismo Supervisor de la Inversión en EnergíaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
Víctor Ormeño Salcedo [email protected] Révolo Acevedo [email protected] Cámac Gutiérrez [email protected] Espinoza Quiñones [email protected]
Rubén Collantes Véliz [email protected]ésar Bernabel Espinoza [email protected] Bartra Navarro [email protected] Mitma Ramírez [email protected] Ramírez Cadenillas [email protected] Carlos Cuenca Gamio [email protected]
Telfs: (511) 224 0487 224 0488Fax: (511) 224 0491Email: [email protected]
COMITÉEDITORIAL:
COLABORADORES:
Regulación de las Tarifas en Barra(Mayo 2003)
Regulación de las Tarifas de Transmisión Secundaria
De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas, se realizó el proceso de Regulación de las Tarifas en Barra vigentes para el período Mayo 2003 - Octubre 2003 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD.
OSINERG realizó la prepublicación del proyecto resolución que fija las tarifas en barra, se realizó la audiencia pública de exposición y sustento de los criterios que OSINERG utilizó para fijar las tarifas en barra, se publicó la Resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD que fija las tarifas en barra, se publicó la Resolución OSINERG N° 099-2003-OS/CD que resuelve los recursos de reconsideración interpuestos contra la resolución que fijó las tarifas en barra. Finalmente se publicó la Resolución OSINERG N° 102-2003-OS/CD que aprueba la publicación del documento Proceso de Regulación de las Tarifas en Barra correspondiente al período Mayo 2003 – Octubre 2003.
De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas, se viene realizando el proceso de Regulación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión aplicables a partir del 01 de agosto del 2003 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD.
A la fecha, se realizó la prepublicación del proyecto resolución que fija las tarifas y compensaciones de transmisión secundaria y la relación de la información que la sustenta, se realizó la audiencia pública con la exposición y sustento de los criterios que OSINERG utilizó para fijar las tarifas y compensaciones de transmisión secundaria, se publicó la Resolución OSINERG N° 105-2003-OS/CD que fija las tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios de transmisión sobre la cual se puede interponer recursos de reconsideración conforme a los procedimientos establecidos.
Regulación de los Costos de Conexióna la Red de Distribución Eléctrica
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De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas, se viene realizando el proceso de Regulación de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica para el período Setiembre 2003 - Agosto 2007 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD.
A la fecha, el OSINERG ha procedido a realizar la prepublicación del proyecto de resolución que fija los costos de conexión y la relación de la información que sustenta, se ha realizado la audiencia pública en la que OSINERG expuso y sustentó los criterios utilizados en la regulación de los costos de conexión a la red de distribución eléctrica. Por otro lado, está en proceso la recepción de opiniones y sugerencias respecto a la prepublicación del proyecto de resolución que fija los costos de conexión.
Las últimas publicaciones emitidas por la GART de OSINERG son: “InfOsinerg Año 5 N° 6 Junio 2003”, “El Informativo Año 7 N° 2 Abril 2003” y “Operación del Sector Eléctrico - Abril 2003”. Asimismo, está disponible en la página web www.osinerg.gob.pe el “Anuario Estadístico 2002” que contiene información comercial e información económica y financiera de las empresas de electricidad.
