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Ed i to r i a l :

NOV. 1996AO 1 / No.2

cacin es consecuencia del nuevomarco Legal (Ley de ConcesionesElctricas), el cual ha propiciado lacompetencia y eficiencia en la pres-tacin del servicio pblico de elec-tricidad, tanto a nivel del sector pri-vado como del estatal. La eficiencia no slo alcanza a losproductores, transmisores y distribui-dores de la elctricidad, sino tambina los clientes finales, quienes a tra-vs del uso racional de la electrici-dad han mejorado el aprovechamien-

to de las instalaciones, lo cualconlleva menores costos, y pre-cios, para la prestacin del ser-vicio. En nuestra misin de informara todos los interesados en el mer-cado elctrico, estamos propor-cinando en este nmero infor-macin estadstica sobre la pro-duccin, venta, facturacin y si-tuacin economica y financierade las empresas elctricas. Paralos analistas interesados en el cl-

culo de tarifas elctricas, esta-mos alcanzando las frmulas,parmetros y un ejemplo prcti-co para la determinacin de losprecios en las distintas opcionestarifarias. ////

CONTENIDO

1. EDITORIAL

1. GENERACIN ELCTRICA:PERSPECTIVAS

5. RESOLUCIONES TARIFARIAS

6. FORMACIN DE LOS PRECIOS DE LAELECTRICIDAD

10. EVOLUCIN DEL MERCADOELCTRICO

13. EVOLUCIN DE LAS PRDIDAS DEENERGA ELCTRICA

14. ESTADSTICA DE PRODUCCIN DEELECTRICIDAD: SICN, SISUR

17. SITUACIN ECONMICA Y

FINANCIERA DE LAS EMPRESAS DESERVICIO PBLICO

20. SISTEMA DE PROCESAMIENTO DELA INFORMACIN ECONMICA

Y FINANCIERA

a partir del ao 1990 fue el bajo gradode electrificacin del pais, consecuen-cia del escaso nivel de inversiones y delpoco atractivo del sector a la inversinprivada. A enero del ao 1990 el grado deelectrificacin nacional llegaba tan soloal 52%, siendo Lima el departamentoque presentaba el mayor grado, con un79%. En la actualidad el grado de elec-trificacin nacional ha aumentado has-ta un 65%, y un 97% en Lima. El incremento del nivel de electrifi-

Este segundo boletnsale a la luz recin termi-nado el proceso semestral

de regulacin de Precios enBarra y mientras se desarrolla el

proyecto para la determinacin delValor Nuevo de Reemplazo (VNR) delos sistemas de distribucin. Los lti-mos meses han sido de intensa acti-vidad en el cumplimiento de las obli-gaciones de la CTE. Los meses pasados tambin estu-vie ron s ignados por la t ragedia

personal. En el accidente areodel 2 de octubre ltimo, perdie-ron la vida nuestros compaerosde trabajo Janet Vallejos Robin-son y Mario Cayetano Bramn, acuya memoria dedicamos estesegundo nmero. Dos brillantesprofesionales, murieron en cum-plimiento de su deber mientrasviajaban para asistir a un eventoInternacional en Santiago de Chi-le. Extraamos tremendamente aJanet y a Mario. Vayan nuestras

ms profundas condolencias a suspadres, hermanos y familiares. En esta ocasin queremos se-alar algo de historia. Una de lascausas que propiciaron la rees-tructuracin del sector elctrico

EDITA: COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS

Generacin Elctrica:Perspectivas

La Ley de Concesiones Elctricas

(LCE), desde su aplicacin a inicios de1993, transform radicalmente el sec-tor elctrico peruano convirtindolo enun sector atractivo para la inversin pri-vada. Una de estas transformaciones fuela divisin del sector en tres activida-des claramente identificables: Genera-cin, Transmisin y Distribucin. Este artculo analiza la actividad degeneracin elctrica, poniendo de ma-nifiesto las expectativas, que a la fe-cha, se preven para esta actividad has-ta el ao 2000. La actividad de generacin elctrica

esta intimamente ligada al crecimientode la demanda elctrica y al desarrollode la oferta de generacin elctrica parasatisfacer dicha demanda, por lo tanto,el anlisis de estos dos factores nos per-

mitir tener en claro lo que se espera

para esta actividad. Actualmente existen en el Per dosgrandes Sistemas Elctricos Interco-nectados: El Sistema InterconectadoCentro-Norte (SICN) y el Sistema In-terconectado Sur (SIS). El SICN, al ao 1995, presenta unaMxima Demanda anual de 1797MW y un consumo de Energa anualde 11045 GWh, abarcando los depar-tamentos de Piura, Cajamarca,Lambayeque, La Libertad, Ancash,Lima, Hunuco, Pasco, Junin, Huan-cavelica, e Ica.

El SIS, al ao 1995, presenta unaMxima Demanda anual de 230,5MW y un consumo de Energa anualde 1 258,2 GWh, abarcando los de-partamentos de Cusco, Apurimac,

. . .

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2 COMISIN DE TARIFAS ELCTRICAS

Puno, Arequipa, Moque-gua y Tacna. Es necesa-rio notar que el SIS se for-ma de la unin de losSistemas Elctricos delSur Oeste y del Sur Este,prevista para el primer tri-mestre de 1997.

Demanda Elctrica La demanda elctricase mide usualmentemediante la MximaDemanda Anual de Po-tencia y el ConsumoAnual de Energa. La Mxima Deman-da Anual de Potencia(MD), representa el m-ximo requerimiento depotencia de los consumi-dores en un instante del

ao, y generalmente seexpresa en kilowatts(kW) o Megawatts(MW), dependiendo deltamao del sistema elc-trico (1 MW equivale a1000 kW). El Consumo Anual deEnerga, es la suma detodos los requerimientosde potencia de los consumidores a lolargo de un ao, y generalmente seexpresa en Megawatts-hora (MWh) o

Gigawatts-hora (GWh), dependiendodel tamao del sistema elctrico (1GWh equivale a 1000 MWh). En lo que respecta a la tasa de cre-cimiento anual de la Mxima De-manda para el perodo 1996 al 2000,se prev para el Sistema Interconec-tado Centro Norte (SICN) una tasa decrecimiento anual de 4,8%, sin con-siderar el efecto del ingreso deCentromn Per y Talara; mientras quepara el Sistema Interconectado Sur(SIS) dicha tasa es igual a 10,7%. La alta tasa de crecimiento de la

demanda en el SIS se explica por laincorporacin a partir de 1997 de car-gas industriales, espe-cialmente minerasque tienen un tamaorespecto al sistema, re-lativamente alto. Por otro lado se es-pera que el ConsumoAnual de Energa,para el perodo 1996al 2000, crezca a unritmo de 4,9% en el

SICN (sin incluir Cen-tromn Per y Talara)y 13,6% en el SIS. Para un mismosistema elctrico, unamenor tasa de creci-

miento de la Mxima Demanda conrespecto al Consumo Anual indica queel factor de carga del sistema est me-

jorando (elevndose) a lo largo del tiem-po. El factor de carga (F.C.) mide el gra-do de eficiencia de uso de la capaci-dad instalada por parte de los consumi-dores, a lo largo de un perodo. Por ejem-plo un factor de carga de 70% indicaraque la energa podra ser consumida enforma constante empleando nicamen-te el 70% de la Mxima Demanda delcliente. En las proyecciones de la DemandaElctrica para el SICN (cuadro N1) seobserva que la previsin para el ao1996 es negativa, es decir sin creci-

miento alguno. Por otra parte, en los aos1997 y 1998, las altas tasas de creci-

miento observadas enel cuadro, pareceranno gua rda r r e l ac incon la de los aos si-guientes , lo cua l esexplicado por el ingre-so de grandes cargasindustriales (165 MWy 1285 GWh) a partirde junio de 1997.

Oferta Elctrica La oferta de genera-cin elctrica repre-senta la capacidad degeneracin disponiblede las centrales hi-drul icas y t rmicascon las que cuenta elsistema elctrico. A larelacin de centraleselctricas se le deno-

mina parque genera-dor. El cuadro No.3muest ra la composi -cin actual del parquegenerador en el SICNpor tipo de unidad (hi-drulica o trmica) ypor empresa concesio-naria.

A la fecha, el 76,3% de la capa-cidad efectiva del parque generadorest compuesto por centrales hidru-

licas (1716,5 MW), mientras el res-tante 23,7% por centrales trmicas(532,1 MW). En la composicin del parque ge-nerador hidrulico del SICN, las cen-trales de Electroper (Mantaro y Res-titucin), hoy Campo Armio, repre-sentan el 45,4% de la capacidadefectiva total y el 52,8% de la ener-ga media producible. La energa me-dia producible mide la energa quees capaz de producirse en un ao pro-medio. El factor de planta medio del par-

que generador hidrulico del SICNes de 79%, vale decir, si toda la ener-

CUADRO No. 3

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTECENTRALES EXISTENTES

HIDRULICAS TRMICAS TOTAL

POTENCIA EFECTIVA ENERGA MEDIA POTENCIA EFECTIVA POTENCIA EFECTIVA

EMPRESAS MW % GWh % MW % MW %

ELECTROPERU 780,0 45,4% 6 270,0 52,8% 0,0 0,0% 780,0 34,7%

EDEGEL 520,0 30,3% 2 823,8 23,8% 136,9 25,7% 656,9 29,2%

EGENOR 210,0 12,2% 1 384,2 11,7% 155,4 29,2% 365,4 16,3%

ELECTRO ANDES 165,0 9,6% 1 109,6 9,3% 0,0 0,0% 165,0 7,3%

EGECAHUA 41,5 2,4% 283,9 2,4% 0,0 0,0% 41,5 1,8%ETEVENSA 0,0 0,0% 0,0 0,0% 194,8 36,6% 194,8 8,7%

PIURA 0,0 0,0% 0,0 0,0% 45,0 8,5% 45,0 2,0%

TOTAL 1716,5 100,0% 11 871,5 100,00% 532,1 100,0% 2 248,6 100,0%

CUADRO No. 1

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE

Proyeccin de la Demanda

1996 - 2001

AO MAX. DEMANDA CONSUMO ANUAL F.C. TASA DE CRECIMIENTO

MW GWh % POTENCIA ENERGA

1995 1 797 11 045 70,2%

1996 1 774 11 035 71,0% -1,3% -0,1%

1997(*) 2 050 12 425 69,2% 15,6% 12,6%

1998 2 150 13 510 71,7% 4,9% 8,7%

1999 2 250 14 510 71,8% 4,7% 4,7%

2000 2 350 14 860 72,2% 4,4% 5,0%

2001 2 475 15 590 71,9% 5,3% 4,9%

(*) Incorporacin de Centromn Per y Talara desde junio de 1997.

CUADRO No. 2

SISTEMA INTERCONECTADO SURProyeccin de la Demanda

1996 - 2000

AO MAX. DEMANDA CONSUMO ANUAL F.C. TASA DE CRECIMIENTO MW GWh % POTENCIA ENERGA

1995 230,5 1 258,2 62,3%

1996 288,5 1 509,4 59,7% 25,2% 20,0%

1997 301,0 1 701,5 64,5% 4,3% 12,7%

1998 350,7 1 954,0 63,6% 16,5% 14,8%

1999 384,7 2 277,4 67,6% 9,7% 16,6%

2000 432,9 2 513,3 66,3% 12,5% 10,4%

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COMISIN DE TARIFAS ELCTRICAS 3

ga media anual disponible enlas centrales hidrulicas se pro-

dujera de manera uniforme a lolargo del tiempo, la misma slorequerira del 79% de la capa-cidad efectiva de las centrales,en este caso 1355,2 MW (iguala 79%*1716,5). Al factor deplanta tambin se le denominafactor de utilizacin de la ca-pacidad efectiva. El cuadro No.4 presenta laevolucin esperada de la capa-cidad efectiva de generacinelctrica del SICN para el pe-rodo 1996 al 2001.

En noviembre del ao 1996 entren operacin la nueva unidad termo-elctrica de Edegel (turbina de gasde 120 MW), no obstante, la mismaha sido considerada en elcuadro No.4 a partir delao 1997. Las centrales de Elec-tro Andes (ex-CentromnPer) y de la EmpresaElctrica de Piura (Ma-lacas y Verdm), existen-tes a la fecha, recin han

sido considerados en elSICN a partir de 1997,conjuntamente con su de-manda. Para el ao 1997, la

nueva capacidad de generacin equi-vale a 420 MW, lo cual incluye 300MW de Etevensa y 120 MW de Edegel. Para el ao 1998, la nueva capaci-dad de generacin equivale a 235 MW,

de los cuales 155 MW correspondena Aguayta y 80 MW a la EmpresaElctrica de Piura. Para el ao 1999, la nueva capa-cidad de generacin equivale a 136MW, lo cual incluye 100 MW de Ege-nor, 26 MW de Gallito Ciego y 10MW de Curumuy. Para los aos 2000 y 2001, se pre-v la incorporacin de la central deCamisea, operando cerca al pozo, endos etapas de 150 MW cada una. El cuadro No.5 presenta la com-paracin entre la oferta y la deman-da de electricidad prevista para elperodo 1996 al 2001. En dicho cuadro se aprecia que parael ao 1996 el margen de reserva delsistema sera igual a 15%, incremen-tndose rpidamente a 30% en el ao1997. Entre los aos 1998 y 2001 elmargen de reserva previsto se manten-

dra constante e igual a 35%. Es importante notar que si el SICNse desarrolla de acuerdo a lo previs-to, en el ao 2000 la oferta de gene-racin trmica sera igual a 1437,1MW, lo cual equivaldra al 45% dela capacidad efectiva total en eseao (3189,6 MW). Adems, en esteao, la energa total proveniente delas centrales trmicas (considerandouna produccin media de las centra-les hidrulicas, incluyendo GallitoCiego y Curumuy, de 12060 GWh)sera de 2800 GWh (14860 - 12060),es decir casi el 19% del consumoanual de energa. Por otra parte, la reserva de capaci-dad de generacin en el ao 2000 se-ra igual a 839,6 MW, es decir 1,08veces la capacidad del ComplejoMantaro (780 MW), lo cual mejoraranotablemente la garanta de atencina la demanda elctrica ante condicio-nes hidrolgicas adversas (sequa). El grfico No.1 muestra en formagrfica las proyecciones de la ofertay la demanda de electricidad en el

perodo 1996 al 2001 en el SICN. El cuadro No.6 muestra la compo-sicin actual del parque generador enel SIS por tipo de unidad (hidrulica otrmica) y por empresa concesionaria.

CUADRO No. 4

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEEVOLUCIN DE LA CAPACIDAD EFECTIVA

MW

EMPRESAS 1996 1997 1998 1999 2000 2001

ELECTROPERU 780,0 780,0 780,0 780,0 780,0 780,0EDEGEL 656,9 776,9 776,9 776,9 776,9 776,9

EGENOR 365,4 365,4 365,4 465,4 465,4 465,4ELECTRO ANDES 165,0 165,0 165,0 165,0 165,0EGECAHUA 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5ETEVENSA 194,8 494,8 494,8 494,8 494,8 494,8PIURA 45,0 125,0 125,0 125,0 125,0AGUAYTIA 155,0 155,0 155,0 155,0GALLITO CIEGO 26,0 26,0 26,0CURUMUY 10,0 10,0 10,0CAMISEA 150,0 300,0

TOTAL 2 038,6 2 668,6 2 903,6 3 039,6 3 189,6 3 339,6

INCREMENTOS 630,0 235,0 136,0 150,0 150,0

CUADRO No. 5

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEOFERTA vs DEMANDA

MW

1996 1997 1998 1999 2000 2001

OFERTA 2 038,6 2 668,6 2 903,6 3 039,6 3 189,6 3 339,6DEMANDA 1 774,0 2 050,0 2 150,0 2 250,0 2 350,0 2 475,0RESERVA 264,6 618,6 753,6 789,0 839,6 864,6RESERVA 15% 30% 35% 35% 36% 35%

CUADRO No. 6

SISTEMA INTERCONECTADO SURCENTRALES EXISTENTES

HIDRULICAS TRMICAS TOTAL

POTENCIA EFECTIVA ENERGA MEDIA POTENCIA EFECTIVA POTENCIA EFECTIVA

EMPRESAS MW % GWh % MW % MW %

EGASA 163,7 54,3% 766,5 45,0% 48,0 46,6% 211,7 52,3%EGEMSA 105,0 34,8% 773,1 45,3% 21,1 20,5% 126,1 31,2%EGESUR 33,0 10,9% 165,3 9,7% 21,7 21,1% 54,7 13,5%TINTAYA 0,0 0,0% 0,0 0,0% 12,2 11,8% 12,2 3,0%

TOTAL 301,7 100,0% 1704,9 100,0% 103,0 100,0% 404,7 100,0%

. . .

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1996 1997 1998 1999 2000 2001

MW

OF ER T A DEM ANDA

GRFICO No. 1

SICN: EQUILIBRIO OFERTA - DEMANDA

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A la fecha, el 74,5% dela capacidad efectiva delparque generador est com-puesto por centrales hidru-licas (301,7 MW), mientrasel restante 25,5% por cen-trales trmicas (103,0 MW). En la composicin delparque generador hidruli-co del SIS, las centrales deEGASA (Charcani I al VI)representan el 54,3% de lacapacidad efectiva total yel 45,0% de la energa me-dia producible. El factor de planta mediodel parque generador hidru-lico del SIS es de 64,5%,vale decir, si toda la energamedia anual disponible enlas centrales hidrulicas seprodujera de manera unifor-

me a lo largo del tiempo, lamisms slo requerira del64,5% de la capacidad efec-tiva de las centrales, en estecaso 194,6 MW (igual a64,5%*301,7). El cuadro No.7 presenta la evolu-cin esperada de la capacidad efec-tiva de generacin elctrica del SISpara el perodo 1996 al 2000. Para el ao 1997, la nueva capa-cidad de generacin equivale a 33MW, lo cual incluye 30 MW de lacentral trmica (C.T.) de Mollendo,en desarrollo por EGASA. Para el ao 1998, la nueva capa-cidad de generacin equivale a 11,4MW, lo cual incluye 5 MW de EGE-MSA y 6,4 MW de EGESUR. Para el ao 1999, la nueva capa-cidad de generacin equivale a 40MW, de la nueva central trmica deMollendo II. Para el ao 2000, se prev la in-corporacin de 105 MW de la cen-tral hidrulica de San Gabn. El cuadro No.8 presenta la com-

paracin de la oferta y la demanda deelectricidad previstas para el perodo1996 al 2000 en el SIS. En dicho cuadro se aprecia que parael ao 1996 el margen de reserva delsistema sera igual a 40%, incrementn-dose a 44% en el ao 1997 y disminu-yendo en los siguientes aos

hasta alcanzar en el ao 2000un margen de 37%. Es importante notar que si elSIS se desarrolla de acuerdo alo previsto, en el ao 2000 laoferta de generacin trmica se-ra igual a 184,4 MW, lo cualequivaldra al 31,2% de la ca-pacidad efectiva total en eseao (591,1 MW). Adems, eneste ao, la energa total pro-veniente de las centrales trmi-cas (considerando una produc-

cin media de las centra-les hidrulicas, incluyen-do San Gabn, de 2420GWh) sera de 93 GWh(2513 - 2420), es decir casiel 4% del consumo anualde energa. En el grfico No.2 semuestra las proyeccionesentre la oferta y la deman-da de electricidad en elper odo 1996 a l 2000,para el SIS. Actualmente se en-cuentra en estudio la in-terconexin de ambos sis-temas (SICN y SIS), y seprev, si resultara factible,su entrada en servicio cer-ca del ao 2000. Esta in-terconexin permitiracompartir entre ambos sis-

temas las reservas existen-tes, los excedentes hidru-licos del SIS por escasademanda y el respaldo tr-mico del SICN ante unaeventual sequa.

Tarifas en BarraLas tarifas en barra representan los

costos de generacin ms los de trans-misin, asociadas a cada una de lasbarras o sub-estaciones de cada sis-tema elctrico.

CUADRO No. 7

SISTEMA INTERCONECTADO SUREVOLUCIN DE LA CAPACIDAD EFECTIVA

MW

EMPRESAS 1996 1997 1998 1999 2000

EGASA 211,7 241,7 241,7 241,7 241,7

EGEMSA 125,1 126,1 131,1 131,1 131,1

EGASUR 54,7 54,7 61,1 61,1 61,1

TINTAYA 12,2 12,2 12,2 12,2 12,2MOLLENDO II 40,0 40,0

SAN GABN 105,0

TOTAL 404,7 434,7 446,1 486,1 591,1

INCREMENTOS 30,0 11,4 40,0 105,0

CUADRO No. 8

SISTEMA INTERCONECTADO SUROFERTA vs DEMANDA

MW

1996 1997 1998 1999 2000

OFERTA 404,7 434,7 446,1 486,1 591,1DEMANDA 288,5 301,0 350,7 384,7 432,9

RESERVA 116,2 133,7 95,4 101,4 158,2

RESERVA 40% 44% 27% 26% 37%

CUADRO No. 9

PER : EVOLUCIN DE LA TARIFA EN BARRA

LIMA CUSCO AREQUIPA

FIJACIN TARIFA INCREMENTOS TARIFA INCREMENTOS TARIFA INCREMENTOS

TARIFARIA Ctv.US$/kWh PERODO ACUMULADO Ctv.US$/kWh PERODO ACUMULADO Ctv.US$/kWh PERODO ACUMULADO

Mayo-93 4,07 3,04 3,83Noviembre-93 4,07 -0,1% -0,1% 2,92 -4,0% -4,0% 3,69 -3,5% -3,5%Mayo-94 4,06 -0,2% -0,3% 3,13 7,2% 3,2% 4,03 9,1% 5,3%Noviembre-94 4,18 3,0% 2,7% 2,57 -17,8% -15,5% 3,97 -1,4% 3,7%Mayo-95 4,54 8,6% 11,5% 2,75 7,2% -9,4% 4,05 2,0% 5,8%Noviembre-95 4,83 6,6% 18,8% 3,15 14,4% 3,7% 3,95 -2,5% 3,1%

Mayo-96 4,82 -0,4% 18,3% 3,16 0,2% 3,9% 4,14 4,8% 8,1%Noviembre-96 4,67 -3,0% 14,7% 3,78 19,7% 24,4% 4,31 4,2% 12,6%

Factor de Carga 70% 65% 65%

% Energa HP 22% 25% 25%

0

100

200

300

400

500

600

1996 1997 1998 1999 2000

MW

OFERTA DEMANDA

GRFICO No. 2

SIS: EQUILIBRIO OFERTA - DEMANDA

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Para el caso de la barra Lima (ubi-cada en el SICN y de la cual adquie-ren su energa las empresas distribui-doras Luz del Sur y Edelnor), la tarifaen barra incluye el costo de genera-cin y de la transmisin principal.

Por otra parte, para las barras Cuscoy Arequipa (ubicadas en el SIS) la ta-rifa en barra incluye slo los costosde generacin.

El cuadro No.9 presenta la evolu-cin de la tarifa promedio en las ba-rras de Lima, Cusco y arequipa, parael perodo de aplicacin de la Leyde Concesiones Elctricas. Dicha ta-rifa promedio fue calculada utilizan-do las tarifas en barra de potencia(PPB) y de energa (PEBP y PEBF) mslos factores de carga (F.C.) y porcen-taje de consumo de la energa en lahora punta (% energa HP) de cadasistema elctrico.

Se aprecia que en la barra Limalos mayores incrementos en la tarifase producen en los aos 1994 y 1995,debido a que en dichos aos la deman-da elctrica creci a tasas superioresal 5% obligando a una mayor gene-racin trmica y por lo tanto el in-

cremento de los costos marginales deenerga.

En el caso de las barras Cusco yArequipa, la tarifa entre los aos 1993a 1995 ha mostrado incrementos mo-derados, con altas fluctuaciones en labarra Cusco producto de las variacio-nes de la demanda, sobretodo de lasgrandes cargas industriales comoINCASA.

En la ltima fijacin de tarifas (no-viembre de 1996), la barra Lima presen-ta una disminucin real de precios delorden de 3%, esto se explica por la dis-minucin de la demanda que para elao 1996 se prev sea inferior al aoanterior. La disminucin de la demandacompens la subida de precios del Die-sel N2, por lo que la tarifa resultanteno se increment con respecto a mayode 1996.

En el caso del SIS, las barras Cusco y

Arequipa, presentan incrementos tarifa-rios, en algunos casos significativos, ori-ginados por incrementos elevados en elprecio del Residual N6, combustibleprincipal en dicho sistema.

Hacia el ao 2000, considerando queambos sistemas SICN y SIS pueden es-

tar interconectados, el proyectoCamisea influira grandemente en lastarifas en barra de ese ao. Se estimaque el gas de Camisea utilizado enlas centrales elctricas de Lima y deCamisea originara que la tarifa enbarra de energa se site alrededor de2,8 ctv. US$/kWh (actualmente se en-cuentra en 3,2 cts.US$/kWh) con loque la tarifa promedio (potencia yenerga) en la barra Lima sera iguala 4,3 ctv.US$/kWh, es decir 9% infe-rior a la tarifa promedio anual (4,7ctv.US$/kWh). Las tarifas en Cusco yArequipa guardaran una diferenciarelativa con Lima de ms o menos5% (dependiente del flujo en las l-neas de transmisin).

Es importante tener en cuenta quecualquier estimacin futura de las ta-rifas en barra parten de premisas ysupuestos que a lo largo del tiempo

pueden cambiar, tales como el cre-cimiento de la demanda y la oferta,el precio de los combustibles y elvalor de los equipos electromecni-cos. Por lo tanto dichas proyeccionesdeben tomarse con las reservas queel caso amerita./////

ASUNTO O MATERIAREGULADA

Aprueban la publicacin del documen-to Procedimiento y Clculo de la Tari-fa en Barra correspondiente a la re-gulacin tarifaria del mes de mayo de1996.

Fijan compensaciones mensuales quela empresa de Generacin ElctricaMachupicchu S.A. - EGEMSA deberpagar a la Empresa de TransmisinElctrica del Sur S.A. - ETESUR S.A.por el uso del sistema secundario de

transmisin de esta ltima, a partir demarzo de 1994.

Fijan compensaciones que la empre-sa de Generacin Elctrica del SurS.A. - EGESUR S.A. y, en su caso, laEmpresa de Electricidad del Per S.A.- ELECTROPER S.A., debern pa-gar a la Empresa de Transmisin Elc-trica del Sur S.A. - ETESUR S.A. porel uso de la celda en 138 kV de lasubestacin Toquepala pertenecienteal sistema secundario de transmisinde esta ltima.

Aprueban la publicacin y difusin deldocumento Anuario Estadstico de laComisin de Tarifas Elctricas ao1995.

FECHA DEPUBLICACIN

05.06.96

29.06.96

29.06.96

29.08.96*

NP/CTE

13-96

14-96

15-96

16-96

NP/CTE

17-96

18-96

FECHA DEPUBLICACIN

31.08.96

31.08.96

ASUNTO O MATERIAREGULADA

Disponen que ELECTROPER S.A.pague a ETESUR S.A. compensacio-nes por el uso del sistema secundariode transmisin 138 kV Socabaya -Toquepala, de propiedad de sta lti-ma, en proporcin al uso efectivo quehaya efectuado de dicho sistema en elsentido del flujo preponderante deenerga durante marzo 94 - agosto 95inclusive, no correspondiendo pagoalguno por la energa retirada en ba-rras 66 kV Sarita, Tomasiri y Tacna.

Disponen que EGESUR S.A. pague aETESUR S.A. compensaciones por eluso del sistema secundario de trans-misin 138 kV Socabaya - Toquepala,de propiedad de sta ltima, en pro-porcin al uso efectivo que haya efec-tuado de dicho sistema en el sentidodel flujo preponderante de energa du-rante setiembre 95 - abril 96 inclusive,no correspondiendo pago alguno porla energa retirada en barras 66 kVSarita, Tomasiri y Tacna.

RESOLUCIONES DE LA COMISIN DE TARIFAS ELCTRICAS AO 1996

* Fecha de aprobacin

7/24/2019 Info 0102

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Formacin de los Precios de la Electricidada Cliente Final

Las tarifas de electricidada cliente final reconocen loscostos de Generacin, Trans-

misin y Distribucin, las mis-mas que son reguladas por laCTE.

En el esquema N 1 semuestra la formacin del pre-cio de electricidad desde elprecio en barra publicado has-ta el precio para el cliente debaja tensin.

En El Informativo de juniode 1996 se explic el proce-dimiento de clculo de loscostos de generacin y trans-misin, es decir, la expansin

del precio en barra publicadohasta la obtencin del precioen barra equivalente.

A continuacin explicare-mos el procedimiento de clcu-lo tarifario a clientes fina-les a partir de los precios enla barra equivalente de me-dia tensin.

Valor Agregado de Distribucin (VAD)El VAD representa el costo total en que se incurre para

poner a disposicin del cliente la potencia y energa desde

la barra equivalente de media tensin hasta el punto deempalme de la acometida.

precios obtenidos para elcliente en media tensin seadiciona el valor agregado de

baja tensin ms las prdidasasociadas en baja tensin.La Resolucin N 010-93

P/CTE establece las disposi-ciones tarifarias aplicables aclientes finales (clientes enmedia y baja tensin).

Clasificacin de los Siste-

mas de DistribucinLos Sistemas Elctricos de

Distribucin se agrupan en lossiguientes sectores tpicos:

- Sector 1: Alta densidad (LimaMetropolitana).

- Sector 2: Media densidad(Cusco).

- Sector 3: Baja densidad (Va-lle del Mantaro).

Clculo de Tarifas a Clientes Finales en Media y Baja

TensinEl modelo de clculo de las tarifas a clientes finales toma

los precios en barra equivalente de media tensin y a tra-

vs de las variables y constantes de clculo se obtienen loscargo mximos por opcin tarifaria en media y baja ten-sin (Esquema N 3).

Opciones Tarifarias

Media TensinMT2: 2E2PMT3: 2E1P Calificacin: p y fpMT4: 1E1P Calificacin: p y fp

Baja TensinBT2: 2E2PBT3: 2E1P Calificacin: p y fpBT4: 1E1P Calificacin: p y fp

BT5: 1EBT6: 1P

Opciones de Medida2E2P: Dos mediciones de energa y dos de potencia2E1P: Dos mediciones de energa y una de potencia1E1P: Una medicin de energa y una de potencia1E: Una medicin de energa1P: Una medicin de potencia

Calificacinp: Calificacin como presente en puntafp: Calificacin como presente fuera de punta

En el esquema N 2 se muestra la desagregacin de loscostos de distribucin. Para un cliente en media tensin losprecios en barra equivalente se expanden adicionando elvalor agregado de media tensin ms las prdidas asocia-das en media tensin, para un cliente en baja tensin a los

PBEMT : Precios en barra equivalente de media tensinVADMT : Valor agregado de distribucin MTFPMT : Factor de expansin de prdidas MTVADBT : Valor agregado de distribucin BTFPBT : Factor de expansin de prdidas BT

Costos asociados alusuario

Prdidas estndares dedistribucin en potencia yenerga

Costos estndares deinversin, mantenimientoy operacin

VAD

PBEMTVADMT

FPMTVADBT

FPBT

G y T

D - MT

D - BT

Costos Media TensinCostos Baja Tensin

ESQUEMA N 2

MAT

VADMTVADBT

AT

MT

MT BTUsuarioMedia

Tensin

~ ~

UsuarioBajaTensin

Generacin

TransmisinPrecio en Barra Publicado

Transmisin Secundaria Prdidas Marginales de Potencia y Energa Peajes de Conexin por Transformacin y Transporte

Precio en Barra AT

Precio en Barra Equivalente MT

Distribucin BTDistribucin MT

SE MT/BT

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Variables de Clculo

Valores Agregados de Distribucin de Media y Baja Ten-

sin

Corresponde al reconocimiento de la inversin elctri-ca, rentabilidad, gastos de operacin y mantenimiento delas instalaciones elctricas de distribucin.

VMTPP y VMTFP : Valor Agregado de Distribucin en MTpara demandas de punta y fuera de punta(S/./kW-mes)

VBTPP y VBTFP : Valor Agregado de Distribucin en BTpara demandas de punta y fuera de punta(S/./kW-mes)

VMTFP = VADMTa

VMTPP = PTPMT x VMTFPVBTFP = VADBTaVBTPP = PTPBT x VBTFP

VMTFP = VAD de MT fuera de puntaVMTPP = VAD de MT presente en puntaVBTFP = VAD de BT fuera de puntaVBTPP = VAD de BT presente en punta

VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCIN ACTUALIZADOS

VADMTa = 0,9814 x FAVADMT x VADMTVADBTa = 0,9778 x FAVADBT x VADBT

FACTORES DE ECONOMA DE ESCALA

Cargo Fijo Mensual

Costos asociados a la facturacin delos clientes independientemente de sudemanda de potencia y energa.CFS, CFH y CFE : Cargo fijo mensual para

opcin de potencia con-tratada y de tarifas hora-rias (S/./cliente)

Factor de Economa de Escala del Car-go Fijo = 0,9788

CARGOS FIJOS MENSUALES ACTUALIZA-DOS

CFEa 0,9788 FACFE CFECFSa 0,9788 FACFS CFSCFHa 0,9788 FACFH CFH

Media Tensin Baja Tensin

0,9814 0,9778

VARIABLE SECTOR 1 SECTOR 2 SECTOR 3

VADMT 5,8570 5,7280 8,6670

VADBT 18,2770 18,3050 23,6630

FAVADMT 1,4325 1,4097 1,3636

FAVADBT 1,4541 1,4244 1,3465

VADMTa 8,2340 7,9250 11,5990

VADBTa 25,9870 25,4950 31,1550VMTFP 8,2340 7,9250 11,5990

VMTPP 7,6580 7,3700 10,7870

VBTFP 25,9870 25,4950 31,1550

VBTPP 24,1680 23,7100 28,9740

VARIABLE SECTOR 1 SECTOR 2 SECTOR 3

CFE 1,1570 1,1570 1,2060CFS 2,0360 2,0360 2,1240CFH 2,9970 2,9970 3,1280FACFE 1,3401 1,3401 1,3401FACFS 1,3401 1,3401 1,3401FACFH 1,3401 1,3401 1,3401CFEa 1,5180 1,5180 1,5820CFSa 2,6710 2,6710 2,7860CFHa 3,9310 3,9310 4,1030

Cargos por Energa Reactiva (CER)

Energa reactiva que se adiciona a la facturacin de lasopciones tarifaria MT2, MT3, MT4, BT2, BT3, BT4 cuan-do esta excede el 30% de la energa activa total mensual.

CER : Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% de la ener-ga activa total mensual (Ctm. S/./kVarh)

CARGO POR ENERGA REACTIVACER = 2,71 S/./kvarh

FACTOR DE ACTUALIZACIN DEL CARGO POR ENER-GA REACTIVAFACER = 1,1693

CARGO POR ENERGA REACTIVA ACTUALIZADOCERa FACER CER

CER = 3,169 S/./kvarh

Constantes de Clculo

Las constantes de clculo son factores que se utilizan dentrodel clculo tarifario para costear las tarifas de los clientes fina-les en funcin al nivel de tensin de suministro, su presencia enel sistema como cliente en punta o fuera de punta y la opcin demedida elegida por el cliente.

Asimismo, se considera los factores de economa de escala yla ponderacin de precios en barra para la energa.

Factores de correccin del VADFactor que corrige el VAD de acuerdo a la estructura de mer-

cado de la empresa por sus ventas de potencia en horas fuera depunta.

PPPEPPPEFP

VADMT VADBTCFE CPSCFH CER

CONSTANTES

VARIABLES

Prec ios en Ba r ra Equ iv a len te MT

FCPPMT - BT FCFPMT - BTCMT . BT PP CMT - BT FP

PEMT - BT PPMT - BTNHUMS

PTMT - BTEp (Anual)

MODELO DECLCULO

TARIFARIO

CARGOS MXIMOS POROPCIN TARIFARIA

MT y BT

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Factores de Expansin de Prdidas en MT y BTValor reconocido por la venta de cada unidad de poten-

cia o energa dentro del sistema de distribucin.

PEMT y PPMT : Factor de Expansin de Prdidas de Energay Potencia en MT

PEBT y PPBT : Factor de Expansin de Prdidas de Energay Potencia en BT

Ponderacin de los Precios de Energa en Barra

PE = Ep x PEPP + (1 - Ep) x PEFP

Ep : Factor de Ponderacin de Energa para tarifas monomiasPEPP : Precio de Energa de Punta en la Barra Equivalente de MTPEFP : Precio de Energa Fuera de Punta en la Barra equivalentede MT

Componentes de la Factura

Los cargos componentes de la factura dependen de laopcin tarifaria. En el siguiente esquema se muestran loscargos componentes para las opciones tarifarias MT2 y BT2.

EMPRESA PTPMT PTPBT

Edelnor S.A. 0,93 0,93Luz del Sur S.A. 0,93 0,93Electro Oriente S.A. 0,93 0,99Electro Sur S.A. 0,90 0,96Electro Sur Medio S.A. 0,90 0,99Otras Empresas 0,96 0,99Sistemas Aislados (*) 0,99 0,99

(*) Sistemas Aislados con demandas mximas menores a 12 MW.

Factores de Coincidencia en MT y BTSimultaneidad de las mximas demandas de los clientes

respecto a la mxima demanda del conjunto de clientes.

FCPPMT y FCFPMT : Factor de Coincidencia para demandasde punta y fuera de punta en MT

FCPPBT y FCFPBT : Factor de Coincidencia para demandasde punta y fuera de punta en BT

Factores de Contribucin a la Punta en MT y BT

CMTPP y CMTFP : Factor de Contribucin en MT para de-mandas presentes en punta y fuera de punta

CBTPP y CBTFP : Factor de Contribucin en BT para deman-das presentes en punta y fuera de punta

CBTPP : Factor de Contribucin a la punta paraalumbrado pblico

Nmero de Horas de UsoNmero de Horas de Uso de Medidores Simples para

clculo de potencias bases coincidentes con la punta delSistema de Distribucin.

EMPRESA PEMT PPMT PEBT PPBT

Edelnor S.A. 1,03 1,04 1,20 1,24Edelnor S.A. 1,03 1,04 1,20 1,24Electro Norte Medio S.A. 1,03 1,05 1,44 1,49SEAL (Arequipa) 1,05 1,07 1,27 1,33Otras Empresas 1,03 1,05 1,25 1,31Sistemas Aislados - Emp.Municipales 1,03 1,05 1,25 1,31

Factores de Economa de EscalaFactores de reduccin de los valores agregados de distri-

bucin y los costos fijos por variacin de los costos anualesde la empresa

CONSTANTE SECTOR 1 SECTOR 2 SECTOR 3

FCPPMT 0,95 0,95 0,75FCFPMT 0,87 0,82 0,68FCPPBT 0,93 0,72 0,55FCFPBT 0,86 0,65 0,57CMTPP 0,71 0,71 0,64CMTFP 0,30 0,30 0,24CBTPP 0,81 0,60 0,60CBTFP 0,30 0,24 0,24CBTPP-AP 1,00 1,00 1,00NHUMS 400 320 300

PERODO CFE - CFS - CFH VADMT VADBT

Nov. 95 - Nov. 96 0,9788 0,9814 0,9778

Ejemplo de ClculoEl ejemplo consistir en calcular los cargos mximos para

las opciones tarifarias MT2, BT2, BT4 y BT5 del sistemaelctrico Lima Norte (Sector Tpico 1).

Los cargos componentes de cada opcin tarifaria, ascomo su frmula de clculo, se encuentran definidos en laResolucin N 010 - 93 P/CTE.

Precios en Barra Equivalente MTEn el siguiente cuadro se muestran los precios en barra

equivalente de media tensin de los principales sistemaselctricos del pas:

Para el sistema elctrico Lima Norte se tiene los siguien-tes precios en barra equivalente de media tensin:

PP = 18,29 S/./kW-mesPEPP = 15,35 Ctm. S/./kWh

PEFP = 8,26 Ctm. S/./kWh

Opcin Tarifaria MT2Tarifa con doble medicin de energa y contratacin o medi-cin de dos potencias (2E2P)

SISTEMA TENSIN POTENCIA ENERGA HP ENERGA HFPKV S/./KW-mes Ctm.S/./KWh Ctm.S/./KWh

Lima Norte MT 18,29 15,35 8,26

Lima Sur MT 18,36 15,37 8,27

Piura MT 19,63 17,66 10,11

Chiclayo MT 19,49 16,17 8,69

Trujillo MT 20,12 16,34 8,79

Chimbote MT 19,63 15,96 8,59Huacho MT 21,41 16,24 8,73

Ica MT 18,81 15,32 8,43

Huancayo MT 19,01 14,67 7,90

Tacna MT 19,22 11,54 10,39

Cusco MT 18,08 8,93 5,00

Iquitos MT 20,49 14,87 14,87

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Cargo Fijo Mensual (S/./cliente)CFH = 3,93

Cargo por Energa Activa en Punta (Ctm.S/./kWh)PEMT x PEPP = 1,03 x 15,35 = 15,81

Cargo por Energa Activa Fuera de Punta (Ctm.S/./kWh)PEMT x PEFP = 1,03 x 8,26 = 8,51

Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda leda enhoras de punta (S/./kW-mes)(PPMT x PP + VMTPP) x FCPPMT

= (1,04 x 18,29 + 7,658) x 0,95 = 25,34 Cargo por exceso de la Potencia Mxima Contratada o Mxima

Demanda leda (S/./kW-mes)VMTFP x FCFPMT = 8,234 x 0,87 = 7,16

Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total dela energa Activa (Ctm.S/./kvarh)CER = 3,17

Opcin Tarifaria BT2Tarifa con doble medicin de energa y contratacin o me-dicin de dos potencias (2E2P) Cargo Fijo Mensual (S/./cliente)

CFH = 3,93 Cargo por Energa Activa en Punta (Ctm.S/./kWh)

PEMT x PEBT x PEPP = 1,03 x 1,20 x 15,35 = 18,97 Cargo por Energa Activa Fuera de Punta (Ctm.S/./kWh)

PEMT x PEBT x PEFP = 1,03 x 1,20 x 8,26 = 10,21 Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda leda

en horas de punta (S/./kW-mes)(PPMT x PPBT x PP + VMTPP x PPBT + VBTPP) x FCPPBT =(1,04 x 1,24 x 18,29 + 7,658 x 1,24 + 24,168) x 0,93 = 53,24

Cargo por exceso de la Potencia Mxima Contratada oMxima Demanda leda (S/./kW-mes)VBTFP x FCFPBT = 25,987 x 0,86 = 22,35

Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total dela energa Activa (Ctm.S/./kvarh)CER = 3,17

Opcin Tarifaria BT4Tarifa con simple medicin de energa y contratacin o

medicin de una potencia (1E1P)

Cargo Fijo Mensual (S/./cliente)CFS = 2,67

Cargo por Energa Activa (Ctm.S/./kWh)PEMT x PEBT x PE = 1,03 x 1,20 x 10,117 = 12,51Ep = 0,262 (Lima Norte)PE = Ep x PEPP + (1 - Ep) x PEFP = 0,262 x 15,35 + (1 - 0,262) x8,26 = 10,117

Cargo por Potencia Contratada o Mxima Demanda leda(S/./kW-mes)

Presente en Punta(PPMT x PPBT x PP + VMTPP x PPBT + VBTPP) x CBTPP +(1 - CBTPP) x VBTFP x FCFPBT= (1,04 x 1,24 x 18,29 + 7,658 x 1,24 + 24,168) x 0,81 +(1 - 0,81) x 25,987 x 0,86 = 50,62Fuera de Punta(PPMT x PPBT x PP + VMTPP x PPBT + VBTPP) x CBTFP +(1 - CBTFP) x VBTFP x FCFPBT= (1,04 x 1,24 x 18,29 + 7,658 x 1,24 + 24,168) x 0,30 +(1 - 0,30) x 25,987 x 0,86 = 32,82

Cargo por Energa Reactiva que exceda el 30% del total dela energa Activa (Ctm.S/./kvarh)

CER = 3,17

Opcin Tarifaria BT5Tarifa con simple medicin de energa (1E)

Cargo Fijo Mensual (S/./cliente)CFS = 1,52

MEDIA TENSIN UNIDAD TARIFA

TARIFA MT2: TARIFA CON DOBLE MEDICIN DE ENERGA ACTIVA YCONTRATACIN O MEDICIN DE DOS POTENCIAS 2E2PCargo Fijo Mensual S/./cliente 3,93Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KWh 15,81Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KWh 8,51Cargo por Potencia Contratada o MximaDemanda leda en horas de punta S/./KW-mes 25,34Cargo por exceso de la Potencia MximaContratada o Mxima Demanda leda S/./KW-mes 7,16

Cargo por Energa Reactiva que exceda el30% del total de la Energa Activa Cent./S/./KVarh 3,17

TARIFA MT3: TARIFA CON DOBLE MEDICIN DE ENERGA ACTIVA YCONTRATACIN O MEDICIN DE UNA POTENCIA 2E1PCargo Fijo Mensual S/./cliente 2,67Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KWh 15,81Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KWh 8,51Cargo por Potencia Contratada o MximaDemanda leda para clientes: Presentes en punta S/./KW-mes 21,02 Fuera de punta S/./KW-mes 13,02Cargo por Energa Reactiva que excedael 30% del total de la Energa Activa Cent./S/./KVarh 3,17

TARIFA MT4: TARIFA CON SIMPLE MEDICIN DE ENERGA ACTIVAY CONTRATACIN O MEDICIN DE UNA POTENCIA 1E1PCargo Fijo Mensual S/./cliente 2,67Cargo por Energa Activa Cent.S/./KWh 10,42Cargo por Potencia Contratada o Mxima

Demanda leda para clientes: Presentes en punta S/./KW-mes 21,02 Fuera de punta S/./KW-mes 13,02Cargo por Energa Reactiva que exceda el30% del total de la Energa Activa Cent./S/./KVarh 3,17

BAJA TENSIN UNIDAD TARIFA

TARIFA BT2: TARIFA CON DOBLE MEDICIN DE ENERGA ACTIVA YCONTRATACIN O MEDICIN DE DOS POTENCIAS 2E2PCargo Fijo Mensual S/./cliente 3,93Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KWh 18,97Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KWh 10,21Cargo por Potencia Contratada o MximaDemanda leda en horas de punta S/./KW-mes 53,24Cargo por exceso de la Potencia MximaContratada o Mxima Demanda leda S/./KW-mes 22,35Cargo por Energa Reactiva que exceda el30% del total de la Energa Activa Cent./S/./KVarh 3,17

TARIFA BT3: TARIFA CON DOBLE MEDICIN DE ENERGA ACTIVA YCONTRATACIN O MEDICIN DE UNA POTENCIA 2E1PCargo Fijo Mensual S/./cliente 2,67Cargo por Energa Activa en Punta Cent.S/./KWh 18,97Cargo por Energa Activa Fuera de Punta Cent.S/./KWh 10,21Cargo por Potencia Contratada o MximaDemanda leda para clientes: Presentes en punta S/./KW-mes 50,62 Fuera de punta S/./KW-mes 32,82Cargo por Energa Reactiva que exceda el30% del total de la Energa Activa Cent./S/./KVarh 3,17

TARIFA BT4: TARIFA CON SIMPLE MEDICIN DE ENERGA ACTIVAY CONTRATACIN O MEDICIN DE UNA POTENCIA 1E1PCargo Fijo Mensual S/./cliente 2,67Cargo por Energa Activa Cent.S/./KWh 12,51Cargo por Potencia Contratada o MximaDemanda leda para clientes: Presentes en punta S/./KW-mes 50,62

Fuera de punta S/./KW-mes 32,82 Alumbrado pblico S/./KW-mes 57,25Cargo por Energa Reactiva que exceda el30% del total de la Energa Activa Cent./S/./KVarh 3,17

TARIFA BT5: TARIFA CON SIMPLE MEDICIN DE ENERGA 1ECargo Fijo Mensual S/./cliente 1,52Cargo por Energa Activa Cent.S/./KWh 26,82

TARIFA BT6: TARIFA A PENSIN FIJA DE POTENCIA 1PCargo Fijo Mensual S/./cliente 1,52Cargo por Potencia Cent.S/./KWh 10,73

Pliego Tarifario Resultante (Octubre 1996)El pliego tarifario resultante del Sistema Elctrico Lima

Norte (Sector Tpico 1) para cada opcin tarifaria en mediay baja tensin es el siguiente:

Cargo por Energa Activa (Ctm.S/./kWh)PEMT x PEBT x PE + (PPMT x PPBT x PP)/NHUMS x 100 +(VMTPP x PPBT + VBTPP)/NHUMS x 100= 1,03 x 1,20 x 10,117 + (1,04 x 1,24 x 18,29)/400 x 100 +(7,658 x 1,24 + 24,168)/400 x 100 = 26,82Ep = 0,262 (Lima Norte)PE = Ep x PEPP + (1 - Ep) x PEFP = 0,262 x 15,35 + (1 - 0,262) x8,26 = 10,117

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La estructura de las ven-tas del mercado libre duran-te los primeros semestresde los ltimos tres aosmuestra una tendencia cre-ciente. Los porcentajes al-canzados con relacin a lasventas torales son del 32%,34% y 34% para los prime-ros semestres de los aos1994, 1995 y 1996 respecti-vamente. Por el contrario, elmercado regulado muestra

una disminucin en su par-ticipacin de la estructura deventas.

La facturacin deenerga elctrica en losmercados libre y regula-do para el primer semes-tre del ao 1996 alcanzUS$ Mio. 433, como semuestra en el grfico ycuadro adjunto.

AO MERCADO ENERGA

(GWh)I Sem 1994 Libre 1 456

Regulado 3 071Total 1994 4 527

I Sem 1995 Libre 1 657Regulado 3 165

Total 1995 4 822

I Sem 1996 Libre 1 702Regulado 3 316

Total 1996 5 018

AO MERCADO FACTURACINMio. US$

I Sem 1994 Libre 70Regulado 245

Total 1994 315

I Sem 1995 Libre 81

Regulado 313Total 1995 394

I Sem 1996 Libre 88Regulado 345

Total 1996 433

Ventas, Facturacin y Clientes

Los resultados de las transacciones en el mercado elctrico peruano por las ventas y facturacin de energa elctricaa nivel de los mercados regulado y libre se incrementaron con relacin al primer semestre de los aos 1995 y 1994.En el primer semestre de 1996 las ventas de energa fueron de 5016 GWh. El mercado regulado registr ventas por

3316 GWh. Estas ventas con relacin al semestre del ao 1995 representa un incremento de 4,8% y con relacin alprimer semestre del ao 1994 representa un incremento de 8,0%.

El mercado libre registr ventas por 1702 GWh, la misma que super en 2,7%, a lo vendido en el primer semestre delao 1995 y en 16,8% a lo vendido en 1994.

01 0002 0003 0004 0005 0006 000

1994 1995 1996

Libre

Regulado

Total

GWh

I SEMESTRE

0

100200

300

400

500

1994 1995 1996

LibreRegulado

Total

G

Wh

I SEMESTRE

EVOLUCIN DE VENTAS DE ENERGA DEL MERCADO ELCTRICO (GWh)PRIMEROS SEMESTRES (1994, 1995 Y 1996)

ESTRUCTURA DE VENTAS POR TIPO DEMERCADO RESPECTO A LAS VENTAS DE ENERGA

32%

68%

34%

66%

34%

66%

LIBRE

REGULAD

O

1996

1995

1994

7/24/2019 Info 0102

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La facturacin enUS$ Mio. registra-da en el primer se-mestre 1996 repre-senta 1,10 veces la

facturacin del primersemestre del ao1995 y 1,37 veces lafacturacin del primersemestre del ao1994.

El nmero de clientes registradosen los primeros semestres de losaos 1994, 1995 y 1996 fue de 2,24,2,41 y 2,66 Millones de Clientes res-pectivamente.

El incremento del nmero deusuarios entre los primeros semes-tres de los aos 1996 y 1995 ha sidode 248063 y entre los primeros se-mestres de los aos 1996 y 1994 elincremento fue de 417700.

En porcentaje el incremento declientes para los primeros semes-

tres: 1995/1994 es de 7,6% y 1996/1994 es de 18,7%.

Evolucin de los Precios Medios del Mercado LibreEl mercado libre en el primer semestre 1996 (sin considerar lo comercializado en Baja Tensin), resitr los siguientes

precios medios por el nivel de tensin: Media Tensin (MT) Ctv. US$ 6,20, Alta Tensin (AT) Ctv. US$ 4,74 y Muy AltaTensin (MAT) Ctv. US$ 3,90. El precio promedio de la electricidad en este caso fue de Ctv. US$ 5,17 representando conrelacin a los primeros semestres de los aos 1995 y 1994 un incremento en el precio de 6,16% y 7,4% respectivamente.

AO CLIENTES INCREMENTOrespecto a 1994 (%)

1994 2 237 974 -

1995 2 407 611 7,6%

1996 2 655 674 18,7%

EVOLUCIN DEL NMERO DE CLIENTES DEL MERCADO ELCTRICO(1994-1996)

2 000

2 100

2 200

2 300

2 400

2 500

2 600

2 700

1994 1995 1996

AOS

78%

22%

79%

21%

80%

20%

LI

BRE

REGULADO

1996

1995

1994

ESTRUCTURA DE VENTAS POR TIPO DE MERCADORESPECTO A LA FACTURACIN

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

MAT1 AT1 MT1 PROMEDIO

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Set

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Set

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Set

Oct

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

1993 1994 1995

Ctv.

US$/kWh

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En el primer semestrede 1996 las ventas deenerga, asociadas almercado libre menciona-do en el prrafo anterior,

llegaron a 1697 GWh (sinconsiderar lo comerciali-zado en Baja Tensin) quesignificaron para sus 176clientes una facturacinde US$ Mio. 87,7. En la si-guiente figura se muestrala evolucin de las ventas,facturacin y clientes enlos primeros semestresde 1994, 1995, 1996.

AO TENSIN Energa Facturacin Clientes P. Medio

(GWh) (Miles US$) (Ctv. US$/kWh)

I Sem 1994 Media Tensin 751 39 817 146 5,30Alta Tensin 307 12 617 35 4,11Muy Alta Tensin 398 17 860 8 4,49

Total 1994 1 456 70 294 189 4,83


Total 1995 1 653 80 532 177 4,87


Total 1996 1 697 87 658 176 5,17

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL

Cent.US$/kWh

Uruguay 15,32 16,49 8,73

Chile 13,76 11,44 7,69

Brasil 13,42 11,59 5,57

Cuba 12,09 7,66 7,34Panam 12,08 11,93 9,98

Argentina 10,74 15,92 7,73

Per 9,72 10,02 5,64

Bolivia 7,06 14,13 7,89

Paraguay 6,71 7,04 5,57

Colombia 4,43 10,65 8,92

Mxico 4,03 9,98 3,82

Ecuador 2,45 5,5 5,42

Venezuela 1,21 3,32 2,96

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

1994

1995

1996

MT AT MAT

ENERGA VENDIDA (GWh)

02468

1012141618

Uruguay

Chile

Brasil

Cuba

Panam

Argentina

Per

Bolivia

Paraguay

Colombia

Mxico

Ecuador

Venezuela

Residencial

Comercial

Industrial

PRECIOS MEDIOS DE ELECTRICIDADSETIEMBRE 1996

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La Ley de Concesiones Elctricas y la regulacin tarifaria vigente, han determinado seales econmicas deeficiencia en la gestin de las empresas de distribucin elctrica.Una de estas seales es el reconocimiento de prdidas estndares de electricidad, los mismos que debern

ser alcanzados en tres regulaciones tarifarias posteriores a 1993, ao en que se implement el nuevo marco legal.Las empresas distribuidoras se han esforzado en reducir las prdidas del sistema de distribucin; como resultadode estos esfuerzos, las prdidas de electricidad han tenido una tendencia decreciente. En la figura se muestra laEvolucin de las prdidas de cada una de las empresas de distribucin.

Evolucin de las Prdidas de Energa Elctrica del Sistema deDistribucin

(*) Cifras al I Semestre 1996

TOTAL P ER

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

8 % 8 % 9 % 9 % 9 %

8 % 8 %

1 4 % 1 5%

1 8 %

2 2%

2 1 % 2 0%

1 7 %

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

90 91 92 93 94 95 96*

EDELNOR

0 %

5 %

10 %

15 %

20 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6*

EDECHANCAY

0%

5%

1 0%

1 5%

2 0%

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

LUZ DEL SUR

0 %

5 %

10 %

15 %

20 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

EDECAETE

0 %

5 %

1 0 %

1 5 %

2 0 %

2 5 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

ELECTRO NOR OESTE

0 %

5 %

1 0%1 5%

2 0%

2 5%

3 0%

3 5%

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6*

ELECTRO NORTE

0 %

5 %

10 %15 %

20 %

25 %

30 %

35 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

HIDRANDINA

0%

5%

1 0 %1 5 %

2 0 %

2 5 %

3 0 %

3 5 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6*

ELECTRO SUR MEDIO

0%

5%

1 0%

1 5%

2 0%

2 5%

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

ELECTRO CENTRO

0 %

5 %

10 %

15 %

20 %

25 %

30 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

ELECTRO UCAYALI

0 %

5 %

10 %

15 %

20 %

25 %

30 %

35 %

40 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

SEAL

0%

5%

1 0%

1 5%

2 0%

2 5%

3 0%

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

ELECTRO O RIENTE

0%

5%

10 %

15 %

20 %

25 %

30 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

ELECTRO SUR ESTE

0%

5%

10 %

15 %

20 %

25 %

30 %

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6*

SERSA

0%

5%

1 0%

1 5%

2 0%

2 5%

3 0%

3 5%

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

ELECTRO SUR

0%

5%

1 0%

1 5%

2 0%

2 5%

9 0 9 1 9 2 9 3 9 4 9 5 9 6 *

Prdidas RealesPrdidas EstndarPrdidas Reconocidas

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ESTADSTICA DE PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN EL SISTEMAINTERCONECTADO CENTRO NORTE (SICN)

Durante el primer semestre del ao 1996, la produccin deenerga elctrica en el SICN fue igual a 5450,6 GWh lo que repre-senta una disminucin de 0,34% con respecto a la produccin delprimer semestre del ao anterior (5469,2 GWh). Por otra parte lacapacidad efectiva de produccin en el mismo perodo se incre-ment 0,59% (de 2052,4 a 2064,6 MW), debido a los reajustes enla capacidad efectiva de algunas centrales, as como al ingreso dela central Trupal en Diciembre de 1995.

Entre los primeros semestres del ao 1995 y 1996, las nicasempresas generadoras que incrementaron su produccin totalfueron Edegel y Cahua en 20,7% y 2,6% respectivamente tal como

se muestra en la tabla adjunta.

Se observa adems que las centrales trmicas del SICN, en ge-neral, disminuyeron su produccin en un 52,4% (137,6 GWh) lo cualcontribuy a que la produccin trmica en el SICN, para el perodo decomparacin, disminuya su participacin de 4,8% en 1995 a solo2,3% en 1996. Tambin es notorio que la produccin hidrulica delSICN se increment en 2,3% (119 GWh).

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN EL SICN (GWh)

EMPRESA 1er. SEMESTRE 95 1er. SEMESTRE 96

HIDRULICA TRMICA TOTAL HIDRULICA TRMICA TOTAL

CAHUA 148,9 0,0 148,9 152,7 0,0 152,7

ETEVENSA 0,0 156,1 156,1 0,0 58,1 58,1

EGENOR 790,6 72,5 863,1 806,9 51,6 858,5

EDEGEL 1 286,3 34,1 1 320,4 1 578,5 15,5 1 594,0

ELP 2 980,7 0,0 2 980,7 2 787,4 0,0 2 787,4

TOTAL 5 206,4 262,7 5 469,2 5 325,4 125,2 5 450,6

INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIN EN EL SICN

EMPRESA 1er. SEMESTRE 95 Vs 1er SEMESTRE 96

HIDRULICA TRMICA TOTAL

CAHUA 2,6% 0% 2,6%

ETEVENSA 0% -62,8% -62,8%EGENOR 2,1% -28,9% -0,5%EDEGEL 22,7% -54,6% 20,7%

ELP -6,5% 0% -6,5%

TOTAL 2,3% -52,4% -0,3%

2981 2787

1320 1594

863 859149 153156 58

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ELP EDEGEL EGENOR CAHUA ETEVENSA

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN EL SICN (GWh)Comparacin al Primer Semestre

5 469 5 469

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD PORTIPO DE FUENTE - SICN

Primer Semestre

TRMICAHIDRULICA95%

5%98%

2%

1996

1995

1995 1996

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76,3%

23,7%

76,1%

23,9%

En la estadstica de evolu-cin de la capacidad efectiva delas centrales elctricas se ob-serva una disminucin de la ca-pacidad trmica en Edegel yEtevensa, ello debido a reajus-tes en los clculos efectuadospor el COES.

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SICNEMPRESA 1er. SEMESTRE 95 1er. SEMESTRE 96


ELP 780,0 0,0 780,0 780,0 0,0 780,0

CAHUA 41,5 0,0 41,5 41,5 0,0 41,5

EDEGEL 520,0 140,0 660,0 520,0 136,9 656,9

ETEVENSA 0,0 200,0 200,0 0,0 194,8 194,8

EGENOR 225,0 145,9 370,9 210,0 166,4 376,4

TOTAL 1 566,5 485,9 2 052,4 1 551,5 498,1 2 049,6

INCREMENTO/DECREMENTO DE CAPACIDAD EFECTIVADEL SICN

EMPRESA 1er. SEMESTRE 95 Vs 1er SEMESTRE 96

HIDRULICA TRMICA TOTAL

ELP 0% 0% 0%

CAHUA 0% 0% 0%

EDEGEL 0% -2,21% -0,47%

ETEVENSA 0% -2,60% -2,60%

EGENOR -6,7% 14,05% 1,48%

TOTAL -1,0% 2,51% -0,14%

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN EL SICNPrimer Semestre 95

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN EL SICNPrimer Semestre 96

ELP54%

EGENOR16%

EDEGEL24%

ETEVENSA3%

CAHUA3%

ELP51%

EGENOR16%

EDEGEL29%

CAHUA3%

ETEVENSA1%

CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTESICN Primer Semestre

TRMICA

HIDRULICA

1996

1995

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SICNComparacin al Primer Semestre

780,0 780,0

660,0 656,9

370,9 376,4

194,8200,041,541,5

0

500

1000

1500

2000

2500

ELP EDEGEL EGENOR ETEVENSA CAHUA

2 052,4 2 049,6

1995 1996

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EGASA45%

EGEMSA41%

EGESUR14%

EGASA52%

EGEMSA40%

EGESUR8%

97,0%

3,0%81,0%

19,0%

ESTADSTICA DE PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN LOS SISTEMASELCTRICOS DEL SUR (SISUR)

En el SISUR la produccin de electricidad al primer semes-

tre del ao 1996, fue igual a 735,3 GWh lo que representa unincremento del 10,8% con respecto a la produccin del primersemestre del ao 1995 (633,8 GWh).

La nica empresa generadora que registr disminucin ensu produccin total en el primer semestre de 1996 respecto a1995, fue EGASA, en 4,3%, fundamentalmente debido a la dis-minucin de la produccin de sus centrales hidrulicas.

En el primer semestre de 1996, lasempresas generadoras que incremen-taron su produccin fueron EGEMSA, conuna produccin hidrulica mayor en12,2% y EGESUR con una produccintrmica que duplic (105,4%) la produc-

cin total respecto al primer semestrede 1995. Para esta ltima empresa, elincremento se debe a la puesta en ope-racin de la nueva central trmica deTacna (Calana) con una capacidad ins-talada de 19,6 MW y al contrato de ventade energa a la empresa minera deSouthern Per Ltd.

Por tanto los nuevos contratos de ven-ta de EGESUR y la disminucin en laproduccin hidrulica de EGASA permi-tieron el incremento de la produccin desus centrales de generacin trmica enms de seis veces (121,0 GWh) respec-

to al primer semestre del ao 1995, loque comparativamente resulta en un in-cremento del total de la produccin tr-mica en el SISUR en 1995 de 3% a 19%en 1996.

PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA EN EL SUR

Primer Semestre

EMPRESA 1er. SEMESTRE 95 1er. SEMESTRE 96


EGEMSA 265,8 0,08 265,88 298,16 0,34 298,5

EGASA 328,11 18,61 346,72 249,02 82,68 331,7

EGESUR 50,25 0,94 51,19 47,26 57,88 105,14

TOTAL 644,16 19,62 663,78 594,43 140,9 735,33

PRODUCCIN ELCTRICA EN EL SURComparacin al Primer Semestre

346,7 331,7

265,9 298,5

105,151,2

0

100

200

300

400

500

600

700

EGASA EGEMSA EGESUR

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD POR TIPODE FUENTE EN EL SISURComparacin al Primer Semestre

TRMICA

HIDRULICA

1996

1995

PRODUCCIN DE ELECTRICIDADEN EL SISUR

Primer Semestre 95

PRODUCCIN DE ELECTRICIDADEN EL SISUR

Primer Semestre 96

1995 1996

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Panorama del SubsectorElctrico

Durante el primer semestre de 1996,no se apreciaron modificaciones enla composicin del sector elctrico,dado que no se realizaron fusiones niescisiones entre empresas. El anli-sis realizado a continuacin compren-de a 28 empresas, y no incluye la in-formacin de Emsemsa ni de Petro-per. Para la agregacin y consoli-dacin de la informacin, adems delresultado global, se clasific a cada

empresa segn el tipo de actividadque realiza principalmente: distribu-cin, generacin o transmisin.

En lneas generales, en los prime-ros seis meses del ao las empresasdel subsector elctrico mantuvieronen conjunto las tendencias reflejadasen los estados financieros de diciem-bre. Merece destacarse las mejorasen la utilidad operativa, merced auna relativa disminucin de la parti-cipacin de los gastos operativos fren-te a los ingresos.

Balance General

Al 30 de junio de 1996, el valor delos activos de las empresas del sub-sector elctrico se elev a S/.17 199millones, que represent un crecimien-to, en trminos reales, del 6,3% res-pecto al saldo de diciembre de 1995.

La composicin de los activos hatenido ligeras variaciones en este lap-so. Si bien los activos fijos continansiendo los ms importantes, principal-

mente mquinas y equipos, su partici-pacin se ha reducido del 75% al71%. En total ascienden a S/.12 249millones. Adems de los activos fi-

jos, destacan las inversiones en valo-res (S/.2386 millones) y las cuentaspor cobrar (S/.1184 millones, inclu-yendo las de largo plazo). Si bien suparticipacin es menos importante(inferior al 4%), destaca el crecimien-to de las cuentas lquidas, como caja-bancos y valores negociables, de19,1% y 16,2% respectivamente, entrminos reales.

Segn la clasificacin por tipo deactividad, tampoco se han aprecia-do mayores modificaciones, dado quelas empresas generadoras concentran

Situacin Econmica y Financiera delas Empresas de Servicio Pblico de Electricidad

al 30 de Junio de 1996

cerca del 71% de los activos del sectormientras las distribuidoras el 25% y lastransmisoras el 4%. En la composicinen cada tipo de empresa destacan, almargen del Activo Fijo, la importanciade las inversiones en valores en las em-presas generadoras, las cuentas por co-brar en las distribuidoras, y el efectivo(caja y bancos) en las transmisoras.

Los Pasivos del sector no constituyenun porcentaje importante dentro del Ba-lance General, pues ascienden a S/.4339 millones. En cambio, el Patrimo-nio Neto representa S/.12 861 millo-nes. En este sentido, la razn de endeu-damiento (Pasivo/Patrimonio) es de ape-nas 0,34, bastante bajo comparado conotros sectores econmicos.

En la composicin de los pasivos,destaca largamente la deuda a largoplazo, por parte de Electroper, querepresenta S/.2 892 millones. Sin em-bargo, en el primer semestre descen-di en 5,5%. Esto explica que el Pasi-vo Total haya descendido, en trmi-nos reales, en 5,5%. La participacin

de Electroper en el total de la deudaa largo plazo permite que el conjuntode las generadoras concentren la ma-yor parte del Pasivo (75%).

Por su parte, el Patrimonio Neto cre-ci en 10,1%. Las cuentas ms repre-sentativas son el capital social (55%),seguido por las reservas (32%). Cabe no-tar que los resultados acumulados de lasempresas distribuidoras, al 30 de junio,presentaban ya una ganancia de S/.239millones, a diferencia del mes de mar-zo en donde se observaba una prdida

de S/.390 millones.

Estado de Ganancias y Prdi-dasEntre los meses de enero y junio

del presente ao, el total de ingresosoperacionales se elev a S/.1 819millones, de los cuales S/.1056 mi-llones corresponden a ventas de ener-ga al pblico (principalmente en lasempresas distribuidoras) y S/.593 mi-llones a ventas a precios en barra(concentrados en las generadoras).Descontando las ventas a precios enbarra, transferencias y peajes (que sig-

nifican operaciones intrasectoriales),las ventas netas del sector elctricoen su conjunto ascienden a S/.1 141millones.

Para el conjunto de empresas, losgastos operativos constituyeron el78,6% de los ingresos, que en cifrasabsolutas representa S/.1429 millo-nes. Sin embargo, en diciembre delao pasado dicha participacin as-cenda al 87,7%, lo que significa unatendencia hacia la reduccin de es-tos gastos. Esta tendencia se denota,entre las distribuidoras, con la reduc-

cin de las prdidas operativas enalgunas empresas; incluso Electro-centro, Hidrandina y Electronorte hanlogrado revertirlas en utilidad. Paralas distribuidoras, los gastos operativossignifican el 92,7%, mientras entrelas generadoras slo representa el59,4% de los ingresos.

Entre los principales gastos desta-can la compra de energa (47,2% deltotal de los gastos), losa gastos enpersonal (22,9%, incluyendo los servi-cios de terceros) y las provisiones

(19,1% destacando la depreciacin).

CUADRO N 1

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD: JUNIO 1996Cifras en Millones de Nuevos Soles

DISTRIBUCIN GENERACIN TRANSMISIN TOTAL

ACTIVO 4 355,3 12 168,3 675,8 17 199,4

ACTIVO CORRIENTE 909,2 1 284,5 120,8 2 314,4

ACTIVO NO CORRIENTE 3 446,1 10 883,8 555,0 14 885,0

Activo Fijo 3 260,5 8 441,8 546,6 12 249,0

Otros Activos no Corrientes 185,6 2 442,0 8,4 2 636,0

PASIVO Y PATRIMONIO 4 355,3 12 168,3 675,8 17 199,4

PASIVO 1 059,2 3 252,1 27,4 4 338,7

PASIVO CORRIENTE 501,5 312,4 10,4 824,4

PASIVO NO CORRIENTE 557,7 2 939,7 17,0 3 514,3

PATRIMONIO NETO 3 296,1 8 916,2 648,4 12 860,7

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En cambio, el gasto en combustibles,lubricantes y suministros disminuysu participacin de 10,2% en diciem-bre a 8% en junio. Como es de espe-rar, la compra de energa resulta la

ms importante para las distribuidoras(61,5% de sus gastos), mientras quepara las generadoras y transmisoras,la importancia se reparte entre lasprovisiones y las cargas de personal.

Como producto del menor creci-miento de los gastos frente a los in-gresos, se aprecia un expectante in-cremento en la utilidad operativa delconjunto de empresas, que al mes de

junio representa el 21,4% del total deingresos. Para las generadoras,este porcentaje llega a 40,6%, des-tacando Cahua y Edegel que superanel 60%. En las distribuidoras, llegaslo a 7,3%, que viene a ser superioral 2,9% de diciembre de 1995. Asi-mismo, un menor nmero de empre-sas (10 de un total de 28) presentanprdidas a este nivel, en comparacincon diciembre.

Este resultado se traduce a su vezen una mayor disponibilidad de re-cursos para las empresas. A junio, lageneracin interna (GIR) signific el36,4% de los ingresos. en cifras ab-

fueron calculados sobre la agregacinde las cuentas de las empresas quepertenecen a cada consolidado, bajoel supuesto de que el conjunto crea-do en cada caso fucnona como unaempresa.

Segn el ratio de liquidez co-rriente, las empresas mantienen una

capacidad suficiente para poderhacer frente a sus obligaciones decorto plazo, con excepcin deColevisa. No obstante, gran partedel Activo Corriente se encuentrabajo la forma de cuentas por cobrar,y es conocido que varias empresaspresentan problemas comerciales.Comparando con el n ivel de d i-ciembre, la liquidez resulta ligera-mente mayor, destacando, a nivelde actividades, las empresas trans-misoras, sobre todo por Etecen.

Respecto a la solvencia del sub-sector, y como se seal lneas arri-ba, el nivel de endeudamiento pa-trimonial resulta poco significativo.En este sentido, el grueso de lasobligaciones se concentra en Elec-troper, lo cual incide en la con-centracin del apalancamiento enlas empresas generadoras.

El nivel de rentabilidad continumejorando como lo muestra el indica-dor de GIR sobre ventas netas. SalvoColevisa y Edecaete, las restantes

mostraban disponibilidad de recursospara efectuar inversiones. Cabe preci-sar que, como ventas netas, se exclu-ye a los ingresos operacionales prove-nientes de cortes, reconexiones y co-locacin de suministros. Destacan no-toriamente las empresas generadorascomo Edegel, Cahua y Electroper, lascuales junto con Etecen, disponen dems del 70% de las ventas.

En los indicadores de gestin, elperodo de cobranza se ha manteni-do en promedio entre 70 y 75 das.Mas bien, algunas empresas genera-

solutas, el valor del GIR asciende a S/.663 millones, siendo mayor en Electro-per (S/.248 millones) y Edegel (S/.141millones), as como en las distribuidorasde Lima (S/.71 millones para Luz del Sur

y S/.52 millones para Edelnor).

Finalmente, ocho de las empresas delsector (Electrosureste, Electronoroeste,Electroucayali, Etesur, Edecaete,Coelvisa y los proyectos del Gera y Vir)muestran an prdida neta. En general,las magnitudes de rentabilidad se pre-sentan bastante dispersas. La prdidaneta para las empresas mencionadasresulta superior al 10%. No obstante,

empresas generadoras como Electrope-

r, Cahua y Edegel exhiben altos nive-

les de rentabil idad. Entre las

distribuidoras, destacan Edelnor, Luz delSur y Edechancay, con ms del 15% de

ganancia respecto al total de ingresos.

Indicadores Econmicos

Sobre la base de los Estados Finan-cieros al 30 de junio, se ha selecciona-do algunos indicadores financieros re-presentativos de liquidez, solvencia,rentabilidad y gestin, que se aprecianen el cuadro 3. Para ello, los indicado-res para los totales consolidados (glo-bal, por sistemas y por tipo de empresa)

CUADRO N 2

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR ACTIVIDAD: JUNIO 1996Cifras en Millones de Nuevos Soles

DISTRIBUCIN GENERACIN TRANSMISIN TOTAL

INGRESOS 1 037,2 737,9 43,6 1 818,7GASTOS 961,8 438,1 29,2 1 429,1UTILIDAD DE OPERACIN 75,4 299,8 14,4 389,6

Otros Ingresos y Egresos 43,6 41,8 7,4 92,8 Resultado Exposicin Inflacin 5,4 -21,3 -4,3 -20,2 Participacin. Utilidad Trabajadores -0,1 -5,7 0,0 -5,8 Impuesto a la Renta -22,2 -36,5 0,0 -58,7UTILIDAD (PRDIDA) NETA 102,1 278,1 17,5 397,7

Generacin Interna de Recursos 167,4 464,2 31,3 662,9

INGRESOS GASTOS

DISTRIBUCIN(1 037,2 Mio. Soles)

59%

TRANSMISIN(43,6 Mio. Soles)

2%GENERACIN

(737,9 Mio. Soles)39%

GENERACIN(438,1 Mio. Soles)

39%

TRANSMISIN(29,2 Mio. Soles)

2%

DISTRIBUCIN(961,8 Mio. Soles)

59%

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CUADRO N 3

RESUMEN DE INDICADORES FINANCIEROS: JUNIO 1996

EMPRESAS RAZN ENDEUDAMIENTO GIR SOBRE EFECTIVIDAD DE CARGAS DECORRIENTE PATRIMONIAL VENTAS (%) COBRANZA (DAS) PERSONAL (%)

Edecaete 2,03 0,26 0,05 127,64 14,89

Edechancay 1,62 0,25 3,60 80,94 18,16

Edelnor 1,49 0,31 17,34 62,04 9,28

Electro Centro 1,12 0,38 12,89 38,27 19,96

Electro Norte 3,57 0,24 11,98 114,08 18,75

Electro Norte Medio 2,86 0,24 9,76 129,43 11,86

Electronoroeste 1,31 0,97 7,50 95,25 12,70

Electro Oriente 2,43 0,32 9,87 74,50 17,54

Electro Sur 4,22 0,12 24,03 65,01 14,68

Electro Sur Este 11,00 0,08 8,54 34,21 18,82

Electro Sur Medio 3,30 0,09 9,97 80,91 15,23

Electroucayali 1,85 0,22 14,82 103,93 9,85

Luz del Sur 1,74 0,41 23,00 66,82 7,79

Seal 1,78 0,66 21,92 76,26 8,61

Sersa 3,10 6,58 14,99 27,34 2,03

Coelvisa 0,85 -7,01 -42,48 13,55 10,64

DISTRIBUIDORES 1,81 0,32 17,12 72,83 10,77

Cahua 3,18 0,05 77,30 166,65 9,58

Chavimochic 1,40 0,03 61,47 372,93 27,42

Edegel 1,09 0,07 77,78 51,00 7,22

Egasa 16,64 0,01 31,70 63,89 9,13Egemsa 19,90 0,01 65,75 35,09 8,84

Egenor 2,49 0,04 30,21 88,50 6,82

Egesur 1,69 0,05 13,75 60,38 10,04

Electroper 4,85 0,77 73,20 92,64 5,14

Etevensa 113,30 0,00 44,32 28,41 6,82

Gera 2,00 0,00 21,14 48,79 35,26

GENERADORES 4,11 0,36 65,21 76,90 6,43

Etecen 16,61 0,04 79,20 40,87 12,48

Etesur 4,34 0,05 34,98 13,76 37,90

TRANSMISORES 11,57 0,04 71,90 38,05 15,12

TOTAL 2,81 0,34 38,24 73,63 9,12

UTILIDAD DE OPERACIN(Porcentaje del Total de Ingresos)

GENERACIN INTERNA DE RECURSOS(Porcentaje del Total de Ingresos)

0%

5%

10%15%

20%25%

30%

35%

40%

45%

DISTRIBUCIN GENERACIN TRANSMISIN0%

10%

20%30%

40%

50%

60%

70%

80%

DISTRIBUCIN GENERACIN TRANSMISIN

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En conformidad con el Art-culo 59 del Decreto SupremoN 009-93-EM (Reglamentode la Ley de Concesiones Elc-tricas), las empresasde electri-cidad, cuyos precios sean regu-lados, debern presentar a laComisin de Tarifas Elctricas den-tro de los treinta das calenda-rio del cierre de cada trimestre,la siguiente informacin:

- Balance General.- Estado de Ganancias y Pr-

didas por Naturaleza y Des-tino.

- Flujo de Fondos y otros queconsidere convenientes.

Igualmente, dentro de losveinte primeros das calendariodel mes de abril de cada ao,debern entregar los estados fi-nancieros del ejercicio anteriordebidamente auditados.

Al respecto, la Comisin de Tarifas Elctricas hadesarrollado un Sistema de Informacin mediante elcual las empresas reportan en forma sistematizada suinformacin.

El Sistema se ha desarrollado para que opere enentorno Windows. Esto permite al usuario ingresar, va-lidar, imprimir y exportar la informacin en un am-biente amigable (en la figura, la pantalla principal).

doras, como Electroper, Egenor y Cahua, presen-tan un perodo de cobranza de casi tres meses,cuando por su actividad deberan presentar valo-res ms bajos. Las transmisoras lo han re duc id osignificativamente de seis meses en diciembre a me-nos de mes y medio en junio, por la reduccin delas cuentas por cobrar en Etecen.

Los gastos de personal han presentado un com-

portamiento heterogneo entre las empresas. En-tre las distribuidoras, Electronorte y Electronoroestepresentan una disminucin de casi 5 puntos por-centuales. Por su parte, las generadoras han mos-trado un comportamiento dismil, con un alza enEtevensa y un descenso en Edegel. En el prome-dio, la tendencia es decreciente./////

Sistema de Procesamiento de la Informacin

Econmica y Financiera

Adems, el Sistema cuenta con las opciones de se-guridad y reindexacin de los archivos .DBF.

Este Sistema se encuentra operando desde febrerode 1996 en las empresas elctricas de generacin,transmisin y distribucin, lo que ha permitido que elsector elctrico cuente con informacin actualizadade los resultados que vienen obteniendo las empresasen su gestin empresarial. /////

COMISIN DE TARIFAS

ELCTRICAS

Av. Canad 1470, Lima 41, PerTelfs.: (511) 224 0487 - 224 0488Fax: (511) 224 0491EMAIL: postmaster@cte org pe

COMIT

EDITORIAL:

Santiago Antnez de Mayolo [email protected]

Edwin Quintanilla Acosta [email protected] Rvolo Acevedo [email protected] Ormeo Salcedo [email protected] Espinoza Quionez [email protected] Fernndez Baca [email protected] Bernabel Espinoza [email protected]

ACTIVO FIJO

DISTRIBUCIN(3 260,5 Mio. Soles)

26%

TRANSMISI N(546,6 Mio. Soles)

5%

GENERACIN(8 441,8 Mio. Soles)

69%

Documents

Info 0102