PRESENTACIÓN 4 INTRODUCCIÓN 5 2 SITUACIÓN DE LAS TARIFAS ... · La primera sección está...

PRESENTACIÓN 4

INTRODUCCIÓN 5

RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 8

Descripción 8

Resoluciones 8

Resumen 13

SITUACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS 16

Opciones Tarifarias 16

Pliegos Tarifarios 17

Variaciones Tarifarias 17

A Nivel Nacional: Año 2000 17

Lima: Periodo 1995-2000 18

Evolución de las Tarifas 19

Mercado Regulado 19

Mercado Libre 20

Evolución de los Indicadores Macroeconómicos y Precios de los Combustibles 20

Variables de Cálculo Tarifario 22

Tarifas en Barra 22

Factor de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) 25

Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) 25

Factores de Actualización 25

Precios en Barra Equivalente de Media Tensión 25

SITUACIÓN DE LAS TARIFAS DE GAS NATURAL 34

Talara 34

Camisea 35

SITUACIÓN COMERCIAL: Electricidad 40

Generación de Energía (MW.h) 40

Por Tipo de Generación 40

Por Empresa 41

Por Departamento 43

Resumen Gráfico 45

Ventas de Energía (MW.h) 46

Evolución (1985 - 2000) 46

Por Sistema Interconectado/Aislado 47

Por Empresa 48

1

2

3

4

Por Nivel de Tensión 49

Por Tipo de Uso 49

Por Departamento 50

Resumen Gráfico 52

Facturación (US$) 53

Evolución (1985 - 2000) 53


Por Empresa 54


Por Tipo de Uso 57

Por Departamento 57

Resumen Gráfico 59

Número de Clientes 60

Evolución (1985 - 2000) 60


Por Empresa 62


Por Tipo de Uso 63

Por Departamento 63

Resumen Gráfico 65

Ratios Comerciales 66

Consumo Promedio en el Sector Residencial (1985 - 2000) 66

Pérdidas de Energía en Distribución 66

Número de Trabajadores 69

Número de Clientes por Trabajador en las Empresas de Distribución Eléctrica 70

MW Instalados por Trabajador en las Empresas de Generación Eléctrica 72

SITUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD 76

Entorno Económico y Financiero 76

Panorama del Sector Eléctrico 77

Análisis Financiero 78

Balance General 78

Estado de Ganancias y Pérdidas 85

Estado de Flujo Efectivo 87

Ratios Financieros 89

ANEXOS

Los anexos se adjuntan en medio magnético al final de este documento.

5

6

4 > anuario estadístico 2000

PresentaciónEn cumplimiento al rol que le toca desempeñar al OSINERG y con el objetivo de mantener informados a los agentes del

mercado, me honro con presentar el Anuario Estadístico 2000 que contiene información estadística relacionada con los

resultados comerciales, económico-financieros de las empresas eléctricas, evolución de las tarifas eléctricas y los resultados

del cálculo de las tarifas de transporte y distribución de gas natural por red de ductos.

Esta publicación continúa la serie de información estadística que ha venido publicando la Comisión de Tarifas de Energía

y la Comisión de Tarifas Eléctricas desde su creación en el año 1982 a través de sus Memorias Institucionales y Anuarios

Estadísticos. La información que se publica es el resultado de un procesamiento riguroso que se refleja en su calidad y

detalle necesario para la evaluación del funcionamiento del sector eléctrico. Asimismo queremos resaltar la alta demanda

de este documento y su contribución a la transparencia de la información, indispensable para eliminar las asimetrías y

alentar el correcto funcionamiento del mercado.

Por otro lado, también queremos destacar que esta publicación será distribuida en su versión CD Rom que junto con otras

publicaciones de este organismo, facilita a los agentes del mercado su acceso a la información en medio magnético y nos

mantiene a su vez al ritmo tecnológico que exige la modernidad.

Cabe mencionar, que esta publicación sale a la luz al poco tiempo de haberse concretado la fusión de la Comisión de

Tarifas de Energía (CTE) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) de acuerdo a lo establecido en la

Ley N° 27332 publicada el 29/07/2000 y sus normas modificatorias.

Finalmente, queremos expresar nuestro reconocimiento al personal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del

OSINERG por la elaboración del presente anuario y a las empresas del sector por su colaboración.

Amadeo Prado Benítez

Presidente del Consejo Directivo

OSINERG


IntroducciónEn el Anuario Estadístico se presentan los aspectos normativos y regulatorios de las tarifas eléctricas y los resultados

comerciales y económico-financieros del mercado eléctrico peruano del año 2000. Asimismo, se expone la situación y

comportamiento del sector eléctrico, de las tarifas y de los usuarios y empresas concesionarias. Cabe mencionar, que se

incluye un capítulo dedicado a la situación de las tarifas de gas natural.

La primera sección está referida a las Resoluciones emitidas por la ex-Comisión de Tarifas de Energía durante el 2000. Se

emitieron un total de 30 Resoluciones, entre las más importante se pueden mencionar: las regulaciones semestrales de

las Tarifas en Barra (Costos de Generación y Transmisión), la determinación del Peaje Unitario por Conexión aplicable al

Sistema Interconectado Nacional y el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión Mantaro-Socabaya, la

fijación del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP), la fijación del Factor de Ponderación de

la Energía (Ep), la fijación de los montos máximos por Conexión a la Red de Distribución Eléctrica y la fijación de la Tarifa

Máxima Inicial de Distribución de Baja Presión para la Concesión de Distribución de Gas Natural del distrito de Pariñas,

provincia de Talara, departamento de Piura.

La segunda sección presenta la situación de las tarifas eléctricas y diversas estadísticas relativas a los pliegos tarifarios a

cliente final (precios, opciones tarifarias y factores de actualización). Además, se expone la evolución de las variables

macroeconómicas y los precios de los combustibles (utilizados en el cálculo de los factores de actualización). Asimismo se

incluyen los precios en barra.

La tercera sección, dedicada a la situación de las tarifas de gas natural, incluye un resumen de la situación de las tarifas

de gas natural en Talara (distrito de Pariñas) y del gas natural de Camisea.

La cuarta sección muestra la información comercial referida a la generación de energía, venta, facturación y número de

clientes por empresa, sistema interconectado, departamento, actividad y tipos de consumo. Se muestran adicionalmente

algunos ratios comerciales.

Finalmente, la quinta sección presenta un análisis del entorno económico nacional y del sector eléctrico y un análisis

detallado de la situación económica y financiera de las empresas de electricidad (agrupadas por sistemas y por actividad).

Dicho análisis está basado en los estados financieros que presentan las empresas en cumplimiento del artículo 59° del

Reglamento de la Ley de Concesiones.

Resoluciones de la

Comisión de Tarifas

de Energía

I


DescripciónDurante el año 2000 la CTE emitió un total de 30 Resoluciones, de las cuales 11 estuvieron relacionadas a la función

reguladora, 2 modificaron Resoluciones vigentes, 13 resolvieron Recursos de Reconsideración, 3 aprobaron publicaciones

y 1 autorizó la participación de un funcionario de la CTE en un evento internacional.

Entre las Resoluciones más relevantes se encuentran las regulaciones semestrales de las Tarifas en Barra (Costos de

Generación y Transmisión), la determinación del Peaje Unitario por Conexión aplicable al Sistema Interconectado Nacional

y el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión Mantaro-Socabaya, la fijación del Factor de Balance de

Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP), la fijación del Factor de Ponderación de la Energía (Ep), la fijación de los

montos máximos por Conexión a la Red de Distribución Eléctrica y la fijación de la Tarifa Máxima Inicial de Distribución

de Baja Presión para la Concesión de Distribución de Gas Natural del distrito de Pariñas, provincia de Talara, departamento

de Piura.

ResolucionesResolución N° 001-2000 P/CTE

Fecha de Emisión: 18/02/2000 - Fecha de Publicación: 29/02/2000

Fija el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) inicial del Reforzamiento de los Sistemas de Transmisión Eléctrica del Sur.

Resolución N° 002-2000 P/CTE


Establece que los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) señalados en la Resolución N° 002-99 P/CTE

continuarán vigentes hasta la próxima regulación de Tarifas en Barra.



Aprueba los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) aplicables para el cálculo del cargo de energía de las

opciones tarifarias MT4, BT4 y BT5 desde el 01 de mayo de 2000 hasta el 30 de abril de 2001.



Fija tarifas en barra y fórmulas de actualización para suministros a que se refiere el Artículo 43° inciso c) de la Ley de

Concesiones Eléctricas.


Fecha de Emisión: 25/04/2000 - No se publicó

Aprueba la Memoria Anual 1999 de la Comisión de Tarifas de Energía.

1.1

1.2

Reso luc ione s de la

Comis ión de

Tari fa s de Energ ía




Aprueba el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel de empresa aplicable a los sistemas

eléctricos con demanda máxima mayor a 12 MW desde el 01 de mayo de 2000 hasta el 30 de abril de 2001



Declara fundado en parte el Recurso de Reconsideración interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema

Interconectado Centro Norte, COES-SICN contra la Resolución de la Comisión de Tarifas de Energía N° 004-2000 P/CTE.



Declara infundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por HIDRANDINA S.A., contra la Resolución N° 004-2000

P/CTE.



Declara fundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por ETESUR S.A., y ordena se efectúe corrección en el cuadro

que aparece en el Artículo Décimo de la Resolución N° 004-2000 P/CTE:



Declara fundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A. contra la Resolución N° 004-2000

P/CTE y se deja sin efecto el Artículo Décimo Sétimo de la Resolución N° 004-2000 P/CTE.



Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa ELECTROCENTRO S.A. contra la Resolución N°

006-2000 P/CTE.



Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa ELECTRONORTE S.A. contra la Resolución N°

006-2000 P/CTE.




Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa ELECTRONOROESTE S.A. contra la Resolución

N° 006-2000 P/CTE.



Aprueba documento de Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra correspondiente a la regulación tarifaria del mes de

mayo del año 2000.



Aprueba peaje unitario por conexión aplicable al sistema interconectado nacional y el peaje por conexión del sistema

principal de transmisión Mantaro-Socabaya.



Establece disposiciones para el cálculo de los montos máximos de conexión a la red de distribución eléctrica.



Declara fundada reconsideración interpuesta por Consorcio Transmantaro S.A. contra Resolución que aprobó el peaje por

conexión del Sistema Principal de Transmisión Mantaro - Socabaya.



Agrega al cuadro de "Tarifas en Barra en Subestaciones Base" del Artículo Primero de la Resolución N° 004-2000 P/CTE,

la subestación base Huacho 220 kV.



Fija a partir del 01 de noviembre del 2000 la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de

Reserva Firme Objetivo del Sistema Interconectado Nacional.


Comis ión de





Aprueba el Peaje Unitario por Conexión aplicable al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el Peaje por Conexión e

Ingreso Tarifario Esperado de la Línea de Transmisión Socabaya - Moquegua.



Fija tarifas en barra para suministros y fórmulas de actualización a que se refiere el Art. 43° inciso c) de la Ley de

Concesiones Eléctricas.



Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa EDELNOR contra la Resolución N° 016-

2000 P/CTE.



Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución

N° 016-2000 P/CTE.



Declara infundado en todos sus extremos Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa ELECTRO SUR MEDIO

contra la Resolución N° 016-2000 P/CTE.



Modifica el tipo de conexión C2 para la opción tarifaria BT5 a que se refiere la Resolución N° 009-94 P/CTE, el que se

aplicará a suministros trifásicos de 3 kW hasta 20 kW.




Aprueba, en vía de regularización, la tarifa máxima inicial para la distribución de gas natural por red de ductos en el

distrito de Pariñas, provincia de Talara.



Autorizan viaje del Jefe de la División de Distribución Eléctrica a El Salvador para participar como expositor invitado por

ACERCA en el seminario taller sobre cálculo del valor agregado de distribución.



Declara infundada reconsideración interpuesta por el COES-SICN contra la Resolución que fijó la Tasa de Indisponibilidad

Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema Interconectado Nacional.



Declara infundada reconsideración interpuesta por el COES-SICN contra la Resolución que fijó las tarifas en barra y

fórmulas de reajuste.



Aprueba documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente al período noviembre 2000.


Comis ión de



Tipo de Resolución Número de Resolución

Regulación (11) 001-2000 P/CTE

002-2000 P/CTE

003-2000 P/CTE

004-2000 P/CTE

006-2000 P/CTE

015-2000 P/CTE

016-2000 P/CTE

019-2000 P/CTE

020-2000 P/CTE

021-2000 P/CTE

026-2000 P/CTE

Modificatorias (2) 018-2000 P/CTE

025-2000 P/CTE

Recursos de Reconsideración (13) 007-2000 P/CTE

008-2000 P/CTE

009-2000 P/CTE

010-2000 P/CTE

011-2000 P/CTE

012-2000 P/CTE

013-2000 P/CTE

017-2000 P/CTE

022-2000 P/CTE

023-2000 P/CTE

024-2000 P/CTE

028-2000 P/CTE

029-2000 P/CTE

Aprobación de Publicaciones (3) 005-2000 P/CTE

014-2000 P/CTE

030-2000 P/CTE

Otras (1) 027-2000 P/CTE

Resumen 1.3

Situación de

las Tarifas

Eléctricas

II

Opciones TarifariasDurante el año 2000, las opciones tarifarias y las condiciones de aplicación para suministros regulados con tensiones

inferiores a 30 kilovoltios correspondieron a las establecidas en la Resolución Nº 024-97 P/CTE.

En el Cuadro STE-1 se describe el rango de aplicación de cada nivel de tensión establecido en la Resolución Nº 024-97

P/CTE.

Cuadro STE-1: Rangos de Tensión

Los clientes pueden elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias que se describen en el Cuadro STE-2, para lo

cual deben tener en cuenta el sistema de medición que exige la respectiva opción tarifaria, con las limitaciones

establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponda, las mismas que obligatoriamente deben ser

aceptadas por las empresas de distribución eléctrica.

Cuadro STE-2: Opciones Tarifarias

Las tarifas para aquellos clientes de servicio público de electricidad, cuyos suministros se efectúan en tensiones iguales o

superiores a 30 kilovoltios, se determinan con la metodología y precios establecidos por la Resoluciones de tarifas en barra

vigentes.


MT2 2E2P Doble medición de energía y doble medición o contratación de potencia, media tensión.

MT3P 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados "de punta".

MT3FP 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados "fuera de

punta".

MT4P 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados "de punta".

MT4FP 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados "fuera de

punta".

BT2 2E2P Doble medición de energía y doble medición o contratación de potencia, baja tensión.

BT3P 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados "de punta".

BT3FP 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados "fuera de

punta".

BT4P 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados "de punta".

BT4FP 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados "fuera de

punta".

BT4AP 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clasificado como "de alumbrado

público".

BT5 1E Simple medición de energía, baja tensión.

BT6 (*) 1P Simple contratación de potencia, baja tensión.

Opción Tarifaria Descripción

(*): Opción reservada para avisos luminosos, cabinas telefónicas y semáforos. No comprende el uso residencial.

Baja Tensión Menor o igual a 1 kilovoltio.

Media Tensión Mayor a 1 kilovoltio e inferior a 30 kilovoltios.

Nivel de Tensión Descripción

2.1

Pliegos TarifariosEn aplicación de las Resoluciones que fijan las tarifas de generación, transmisión y distribución eléctrica, las empresas de

electricidad calculan sus pliegos tarifarios, los mismos que son remitidos a la CTE previamente a su publicación. La CTE

verifica que dichos pliegos tarifarios no excedan las tarifas máximas establecidas.

Las empresas de distribución calculan sus pliegos tarifarios para cada sistema eléctrico, añaden a las tarifas en barra, el

valor agregado de distribución de acuerdo al sector típico correspondiente. Por esta razón, los pliegos tarifarios aplicables

a cada uno de los sistemas eléctricos del país se encuentran diferenciados. A diciembre de 2000 se tuvo un total de 92

pliegos tarifarios a nivel nacional.

Variaciones Tarifarias2.3.1 A Nivel Nacional: Año 2000

Durante el año 2000 las tarifas se reajustaron por la variación de los indicadores macroeconómicos y los precios de los

combustibles en los meses de febrero, agosto y noviembre (a partir del 04/11/2000). En los meses de mayo y noviembre

(a partir del 01/05/2000 y 01/11/2000 respectivamente) se reajustaron los pliegos tarifarios por la aplicación de nuevas

tarifas en barra. Asimismo, en el mes de octubre, en aplicación de la Resolución N° 015-2000 P/CTE que fijó el peaje

unitario por conexión aplicable al Sistema Interconectado Nacional y el peaje por conexión del Sistema Principal de

Transmisión Mantaro-Socabaya, se reajustaron los pliegos tarifarios a partir del 14/10/2000.

De acuerdo a los procedimientos establecidos, las empresas de electricidad comunicaron a la CTE los pliegos tarifarios aplicables

a sus zonas de concesión, en los meses indicados, los cuales resultaron conformes al no exceder los valores máximos establecidos.

Durante el año 2000 se registró una variación de 1,7% de la tarifa promedio a nivel nacional, variación menor a la

inflación registrada y a la variación de los precios de los combustibles (insumo de la generación eléctrica).

Durante el período enero-diciembre 2000 las tarifas registraron una variación de 1,7%, porcentaje menor al registrado

en los combustibles y la inflación. En el Cuadro STE-3 se presenta el detalle.

Cuadro STE-3: Variación de la Tarifa Promedio a Nivel Nacional y de los Precios de los Combustiblese Inflación - Año 2000

Si tuac ión

de la s Tari fa s

Eléc t r i ca s


Tarifa Inflación D2 R6 Tarifa Inflación D2 R6

Enero 0,0% 0,1% 14,2% 3,9% 0,0% 0,1% 14,2% 3,9%

Febrero 2,9% 0,5% 0,0% 0,0% 2,9% 0,5% 14,2% 3,9%

Marzo 0,0% 0,5% 0,0% 0,0% 2,9% 1,1% 14,2% 3,9%

Abril 0,0% 0,5% 0,0% 0,0% 2,9% 1,6% 14,2% 3,9%

Mayo -4,3% 0,0% 0,0% 0,0% -1,5% 1,6% 14,2% 3,9%

Junio 0,0% 0,1% 0,0% 0,0% -1,5% 1,7% 14,2% 3,9%

Julio 0,0% 0,5% 0,0% 10,2% -1,5% 2,2% 14,2% 14,5%

Agosto 4,3% 0,5% 0,0% 0,0% 2,7% 2,7% 14,2% 14,5%

Setiembre 0,0% 0,6% 0,0% 0,0% 2,7% 3,3% 14,2% 14,5%

Octubre 0,3% 0,2% 19,2% 3,0% 3,0% 3,5% 36,1% 17,9%

Noviembre -1,2% 0,1% 3,2% 0,0% 1,7% 3,6% 40,5% 17,9%

Diciembre 0,0% 0,2% -3,8% -9,8% 1,7% 3,7% 35,1% 6,3%

MesVariación Mensual Variación Acumulada

2.2

2.3


En el Gráfico STE-1 se muestra la variación acumulada de la tarifa promedio de electricidad a nivel nacional, los precios

de los combustibles en Lima y la inflación, durante el año 2000.

Gráfico STE-1: Evolución de la Tarifa Promedio a Nivel Nacional, Precios de los Combustibles eInflación - Año 2000

2.3.2 Lima: Periodo 1995-2000

En el Gráfico STE-2 se muestra la variación mensual de las tarifas de electricidad y precios de los combustibles en Lima

versus inflación y devaluación, para el periodo 1995-2000.

Gráfico STE-2: Variación de las Tarifas de Electricidad y Precios de los Combustibles en Lima vs.Inflación y Devaluación: 1995-2000

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

-5%

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Tarifa Inflación D2 R6

Vari

aci

ón

250%

200%

150%

100%

50%

0%

-50%

Vari

aci

ón

1995 1996 1997 1998 1999 2000

Tarifa BT5 (Consumo: 125 kW.h) 13,0% 16,2% -6,8% 2,1% 16,8% 2,1% 13,6% 49,2%

Tarifa MT3 (Cliente en Punta) 16,3% 19,5% -9,4% -0,1% 26,2% 3,6% 18,3% 64,4%

Diesel 2 2,1% 40,9% -6,7% -26,0% 104,1% 35,1% 90,5% 174,0%

Residual 6 10,1% 67,1% 2,4% -32,3% 135,2% 6,3% 73,2% 218,8%

Inflación 10,2% 11,8% 6,5% 6,0% 3,7% 3,7% 21,5% 49,7%

Devaluación 9,4% 10,7% 5,1% 15,4% 11,2% 1,0% 36,2% 65,0%

Acumulada1997-2000

Acumulada1995-2000

Estructura de consumo tarifa MT3: Factor de Carga = 0,56 - Energía Horas Punta = 17%

Si tuac ión

de la s Tari fa s

Eléc t r i ca s


Evolución de las Tarifas2.4.1 MERCADO REGULADO

La evolución de los precios medios del mercado regulado por opciones tarifarias durante el año 2000 se muestra en el

Gráfico STE-3.

Gráfico STE-3: Evolución de los Precios Medios por Opciones Tarifarias - Año 2000

Los precios medios regulados se han obtenido empleando las tipologías de consumo de los diversos tipos de clientes en

las opciones tarifarias correspondientes, a fin de hacerlos comparables en el tiempo.

0

1

2

3

4

5

6


ctv. U

S$/k

W.h

PuntaFuera de Punta

0

2

4

6

8

10

12


ctv. U

S$/k

W.h

PuntaFuera de PuntaAlumbrado Público

0

2

4

6

8

10

12


ctv. U

S$/k

W.h

Media Tensión

Baja Tensión

Residencial

Opciones Tarifarias deMedia Tensióna) Presente en Horas de Punta

Opciones MT3P, MT4Pb) Presente en Horas Fuera de Punta

Opciones MT2, MT3FP, MT4FP

Opciones Tarifarias deBaja Tensióna) Presente en Horas de Punta

Opciones BT3P, BT4Pb) Presente en Horas Fuera de Punta

Opciones BT2, BT3FP, BT4FPc) Alumbrado Público

Opción BT4AP

Opciones Tarifarias deBaja Tensióna) Residencial

Opción BT5

2.4


2.4.2 MERCADO LIBRE

La evolución de los precios medios del mercado libre durante 2000 se muestra en el Gráfico STE-4.

Gráfico STE-4: Evolución de los Precios Medios del Mercado Libre - Año 2000

Los precios medios libres se han obtenido de la información reportada por las empresas de electricidad. El

comportamiento variable de los mismos obedece a las realidades particulares de cada contrato de suministro entre

empresa y cliente.

Evolución de los Indicadores Macroeconómicos y Precios de los CombustiblesSegún los criterios y procedimientos de la Ley, las tarifas deben conservar su valor real. Para tal efecto, las Resoluciones

de la CTE que fijan las tarifas, incluyen las fórmulas de actualización para los periodos comprendidos entre regulaciones.

Dichas fórmulas están en función de los indicadores macroeconómicos y precios de los combustibles. Las fuentes de

donde se toma la información son:

- Tipo de Cambio (TC): Superintendencia de Banca y Seguros (Diario El Peruano).

- Tasa Arancelaria (TA = 12 %): Decreto Supremo Nº 035-97-EF.

- Índice de Precios al Por Mayor (IPM): INEI (Normas Legales del Diario El Peruano).

- Precio del Diesel 2 (D2): Lista de precios de Petroperú (http://www.petroperu.com/).

- Precio del Residual 6 (R6): Lista de precios de Petroperú (http://www.petroperu.com/).

- Índice del Precio del Aluminio (IPAl): Revista Platt’s Metals Week.

- Precio del Residual Fuel Oil (PRFO): Revista Petroleum Market Analysis de Bonner&Moore Associates Inc.

- Precio FOB del Carbón Bituminoso (FOBCB): Revista Coal Week International.

El FOBCB se utiliza en la actualización de los precios marginales de energía a partir de la fijación de tarifas en barra de

noviembre (Resolución N° 021-2000 P/CTE).

En los siguientes gráficos se muestra la evolución durante el año 2000 de los indicadores macroeconómicos y los precios

de los combustibles utilizados en las fórmulas de actualización de las tarifas de electricidad.

2,0

1,0

0,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

ctv.

US$/k

W.h

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Muy Alta TensiónAlta TensiónMedia TensiónPromedio

2.5


Comis ión de



Gráfico STE-5: Evolución de los Indicadores Macroeconómicos y los Precios de los Combustibles - Año 2000

Índice de Precios Al Por Mayor (IPM)Base: Año 1994 = 100

145

150

155

160


Tipo de Cambio (TC)S/./US$

3,40

3,30

3,50

3,60

3,70


Precio del Petróleo Diesel 2 (D2)S/./galón

3,50

3,20

3,80

4,10

4,40


Índice del Precio Promedio del Aluminio (IPAl)US$/tonelada

1 300

1 200

1 400

1 500

1 600


Precio del Petróleo Residual 6 (R6)S/./galón

2,05

1,90

2,20

2,35

2,50


Precio del Residual Fuel Oil (PRFO)US$/barril

20,00

17,00

14,00

23,00

26,00

29,00


25,20

25,60

26,00

26,40

Oct Nov Dic

Precio FOB del Carbón Bituminoso (FOBCB)US$/tonelada

Variables de Cálculo Tarifario2.6.1 TARIFAS EN BARRA

De conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento durante el año 2000 tuvieron lugar dos

regulaciones de tarifas en barra.

Mayo 2000

Tarifas en Barra (Semestral) y Peajes de Transmisión (Anual)

Resolución Nº 004-2000 P/CTE

Noviembre 2000

Tarifas en Barra (Semestral)

Resolución Nº 021-2000 P/CTE

Mediante la Resolución Nº 004-2000 P/CTE se fijó las tarifas en barra y los peajes de transmisión del periodo mayo 2000

- octubre 2000 para el Sistema Interconectado Centro Norte, el Sistema Interconectado Sur y los Sistemas Aislados. Los

procedimientos de cálculo de las tarifas en barra fueron publicados mediante la Resolución Nº 014-2000 P/CTE.

En el mes de agosto, la Resolución N° 015-2000 P/CTE fijó el peaje unitario por conexión aplicable al Sistema

Interconectado Nacional (SINAC). Posteriormente, se realizó la segunda fijación de las tarifas en barra correspondiente al

mes de noviembre mediante la Resolución Nº 021-2000 P/CTE que fijó las tarifas en barra del periodo noviembre 2000 -

abril 2001 para el SINAC. Los procedimientos de cálculo de las tarifas en barra fueron publicados mediante la Resolución

Nº 030-2000 P/CTE.

En el siguiente cuadro se presenta la comparación entre las tarifas en barra propuestas por el Comité de Operación

Económica - COES (propuesta inicial), y las tarifas fijadas por la CTE versus las tarifas vigentes en mayo y noviembre 2000

para la barra Lima 220 kV.

Las tarifas en barra establecidas en las regulaciones mencionadas fueron las que se indican en el Cuadro STE-4 y Cuadro

STE-5 para mayo y noviembre respectivamente.


2.6

May-00 79,31 3,40 4,63

Nov-00 77,46 3,60 4,80

FijaciónEnergía

(ctv.US$/kW.h)

Potencia(US$/kW-

año)

PrecioMedio(ctv.

US$/kW.h)

Abr-00 76,59 3,07 4,26

Oct-00 66,27 3,01 4,04

MesEnergía

(ctv.US$/kW.h)

Potencia(US$/kW-

año)

PrecioMedio(ctv.

US$/kW.h)

May-00 76,65 2,73 3,92

Nov-00 67,27 2,83 3,87

FijaciónEnergía

(ctv.US$/kW.h)

Potencia(US$/kW-

año)

PrecioMedio(ctv.

US$/kW.h)

Precios propuestos por el COES Precios fijados por la CTE

Precios vigentes previos a lasfijaciones tarifarias (*)

8,7% -7,9%

18,9% -4,1%

FijaciónCTE

PropuestaCOES

Comparación de precios medios respecto a los vigentes

(*) Se utilizaron los tipos de cambio de mayo (para las tarifasvigentes de abril) y noviembre (para las tarifas vigentes deoctubre)


Tari

fas e

n B

arra

en

Sube

stac

ione

s Bas

e (R

esol

ució

n N

º 00

4-20

00 P

/CT

E)

Prec

ios d

e Tra

nsm

isión

Sec

unda

ria

(Res

oluc

ión

Nº 0

04-2

000

P/C

TE)

Cua

dro

STE

-4: M

ayo

2000

Tala

ra22

05,

343,

832,

370,

76Pi

ura

Oes

te22

05,

423,

862,

380,

76C

hicla

yo O

este

220

5,41

3,81

2,35

0,76

Gua

dalu

pe22

05,

463,

812,

360,

76Tr

ujillo

Nor

te22

05,

543,

822,

360,

76C

him

bote

122

05,

513,

792,

340,

76Pa

ram

onga

220

5,58

3,72

2,30

0,76

Zapa

llal

220

5,99

3,87

2,39

0,76

Vent

anilla

220

6,04

3,89

2,40

0,76

Lima

(1)

220

6,06

3,90

2,41

0,76

Inde

pend

encia

220

5,91

3,80

2,35

0,76

Ica22

05,

983,

852,

380,

760,

16M

arco

na22

06,

213,

962,

440,

760,

51M

anta

ro22

05,

453,

582,

210,

76H

uayu

cach

i22

05,

593,

662,

260,

76Pa

chac

haca

220

5,76

3,74

2,31

0,76

Hua

ncav

elica

220

5,55

3,64

2,25

0,76

Cal

lahu

anca

220

5,86

3,79

2,34

0,76

Hua

llanc

a13

85,

193,

592,

220,

76Ti

ngo

Mar

ía22

04,

973,

362,

080,

76H

uánu

co13

85,

283,

492,

150,

76Si

stem

a In

terc

onec

tado

Sur

Mac

hupi

cchu

138

5,99

3,75

2,55

0,94

Cac

him

ayo

138

6,10

3,82

2,60

0,94

Cus

co (2

)13

86,

113,

802,

600,

94C

omba

pata

138

6,04

3,83

2,67

0,94

Tint

aya

138

5,94

3,86

2,73

0,94

Aya

viri

138

5,34

3,69

2,59

0,94

Azá

ngar

o13

85,

013,

542,

490,

94Ju

liaca

138

5,21

3,69

2,59

0,94

0,30

Cal

lalli

138

6,16

3,85

2,73

0,94

Sant

uario

138

6,29

3,80

2,75

0,94

Soca

baya

138

6,45

3,85

2,79

0,94

Cer

ro V

erde

138

6,47

3,86

2,78

0,94

Mol

lend

o13

86,

503,

882,

750,

94M

onta

lvo13

86,

473,

822,

750,

94To

quep

ala

138

6,39

3,80

2,79

0,94

Aric

ota1

3813

86,

333,

572,

790,

94A

ricot

a66

666,

243,

532,

780,

94To

mas

iri66

6,88

3,66

2,76

0,94

0,31

Tacn

a66

7,19

3,68

2,74

0,94

0,53

Sist

emas

Ais

lado

sTí

pico

A (3

)M

T6,

397,

927,

92Tí

pico

B (4

)M

T6,

395,

785,

78Tí

pico

C (5

)M

T6,

396,

496,

49Tí

pico

E (6

)M

T6,

397,

077,

07Tí

pico

F (7

)M

T6,

399,

959,

95Tí

pico

G (8

)M

T6,

396,

056,

05Tí

pico

H (9

)M

T6,

395,

255,

25

Tens

ión

kVSi

stem

a In

terc

onec

tado

Cen

tro

Nor

te

PPM

US$

/kW

-mes

PEM

Pct

v. U

S$/k

W.h

PEM

Fct

v. U

S$/k

W.h

PCSP

TU

S$/k

W-m

esCP

SEE

ctv.

US$

/kW

.hSi

stem

aM

AT/A

TAT

/MT

MAT

/MT

220/

138

kVct

v. U

S$/k

W.h

ctv.

US$

/kW

.hct

v. U

S$/k

W.h

ctv.

US$

/kW

.h

Car

go B

ase

por

Peaj

e Se

cund

ario

por

Tra

nsfo

rmac

ión

(CB

PST

)

SIC

N:

Todo

s ex

cept

oLim

a M

etro

polit

ana

0,10

190,

1827

0,28

470,

0821

SIS

0,10

190,

1827

0,28

470,

0821

Punt

o de

Ven

ta d

e En

ergí

act

v. U

S$/k

W.h

Luz

del S

urEd

elno

r

Prec

ios d

e Tr

ansm

isió

n Se

cund

aria

par

a S.

B.E

. Lim

a M

etro

polit

ana

(CB

PSE

)

En A

T0,

0494

0,05

46En

MT

0,28

620,

2440

Niv

el d

e Te

nsió

nct

v. U

S$/k

W.h

-km

Car

go B

ase

por

Peaj

e Se

cund

ario

por

Tra

nspo

rte

(CB

PSL

)

220

kV0,

0011

138

kV0,

0030

AT0,

0046

PPM

:

Prec

io d

e la

Pot

enci

a de

Pun

ta a

niv

el g

ener

ació

n.PE

MP

:Pr

ecio

de

Ener

gía

a ni

vel g

ener

ació

n en

Hor

as d

e Pu

nta

para

las

Sube

stac

ione

s Ba

se d

el S

istem

a.PE

MF

:Pr

ecio

de

Ener

gía

a ni

vel g

ener

ació

n en

Hor

as F

uera

de

Punt

a pa

ra la

s Su

best

acio

nes

Base

del

Sist

ema.

PCSP

T:

Peaj

e U

nita

rio p

or C

onex

ión

al S

istem

a Pr

inci

pal d

e Tr

ansm

isión

.CP

SEE

:C

argo

por

Pea

je S

ecun

dario

de

Tran

smisi

ón E

quiv

alen

te e

n En

ergí

a.VA

DM

T:

Valo

r A

greg

ado

de D

istrib

ució

n de

Med

ia T

ensió

n.VA

DBT

:Va

lor

Agr

egad

o de

Dist

ribuc

ión

de B

aja

Tens

ión.

CFE

:C

argo

fijo

men

sual

med

idor

sim

ple.

CFS

:C

argo

fijo

men

sual

par

a op

ción

tar

ifaria

de

pote

ncia

con

trat

ada.

CFH

:C

argo

fijo

men

sual

par

a op

ción

tar

ifaria

hor

aria

.CE

R:

Car

go p

or e

nerg

ía re

activ

a.

(1) S

.E.B

. Lim

a:C

onst

ituid

a po

r la

s Su

best

acio

nes

Base

Cha

varr

ía 2

20 k

V, S

anta

Ros

a 22

0 kV

, San

Jua

n 22

0 kV

.(2

) S.E

.B. C

usco

:Con

stitu

ida

por

las

Sube

stac

ione

s Ba

se D

olor

espa

ta 1

38 k

V y

Que

ncor

o 13

8 kV

.(3

) S.E

.B. T

ípic

o A

:Apl

icab

le a

Sist

emas

Aisl

ados

con

gen

erac

ión

term

oelé

ctric

a D

iese

l (co

mbu

stib

le D

iese

l Nº2

) con

pred

omin

io d

e po

tenc

ia e

fect

iva

Die

sel m

ayor

al 5

0%, y

una

dem

anda

máx

ima

anua

l men

or q

ue 1

2 M

W.

(4) S

.E.B

. Típ

ico

B:O

tros

Sist

emas

Aisl

ados

dist

into

s al

Típ

ico

A, n

o pr

ecisa

dos

en lo

s Si

stem

as T

ípic

os C

, E, F

, G y

Hsig

uien

tes.

(5) S

.E.B

. Típ

ico

C:Si

stem

a A

islad

o Pu

callp

a, p

erte

neci

ente

a la

Em

pres

a de

Ele

ctric

idad

de

Uca

yali

(Ele

ctro

Uca

yali)

.(6

) S.E

.B. T

ípic

o E:

Sist

ema

Aisl

ado

Iqui

tos,

per

tene

cien

te a

la E

mpr

esa

Elec

tro

Orie

nte.

(7) S

.E.B

. Típ

ico

F:Si

stem

a A

islad

o co

n ge

nera

ción

ter

moe

léct

rica

Die

sel (

com

bust

ible

Die

sel N

º2) d

el d

epar

tam

ento

de M

adre

de

Dio

s pe

rten

ecie

nte

a la

Em

pres

a El

ectr

o Su

r Es

te S

.A.

(8) S

.E.B

. Típ

ico

G:S

istem

a A

islad

o de

gen

erac

ión

Moy

obam

ba-T

arap

oto-

Bella

vist

a, p

erte

neci

ente

a la

Em

pres

aEl

ectr

o-O

rient

e.(9

) S.E

.B. T

ípic

o H

:Sist

ema

Aisl

ado

Bagu

a-Ja

én

Sect

or T

ípico

1Se

ctor

Típ

ico 2

Sect

or T

ípico

3Se

ctor

Típ

ico 4

Cos

tos d

e D

istr

ibuc

ión

(Res

oluc

ión

Nº

023-

97 P

/CT

E)

(*)

VAD

MT

(US$

/kW

-mes

)2,

731,

965,

146,

41VA

DBT

(US$

/kW

-mes

)9,

569,

158,

9012

,63

CFE

(US$

/clie

nte-

mes

)0,

550,

510,

510,

58C

FS (U

S$/c

lient

e-m

es)

0,91

0,91

0,91

0,91

CFH

(US$

/clie

nte-

mes

)1,

341,

341,

341,

39C

ER (c

tv. U

S$/k

Var.h

) 1,

231,

231,

231,

23(*

) A

ctua

lizad

os a

l 01

de m

ayo

de 2

000


Cua

dro

STE

-5: N

ovie

mbr

e 20

00

Tari

fas e

n B

arra

en

Sube

stac

ione

s Bas

e (R

esol

ució

n N

º 02

1-20

00 P

/CT

E)

Prec

ios d

e Tra

nsm

isión

Sec

unda

ria

(Res

oluc

ión

Nº

004-

2000

P/C

TE)

(*)

Tala

ra22

04,

694,

012,

431,

73Pi

ura

Oes

te22

04,

764,

042,

451,

73C

hicla

yo O

este

220

4,75

3,99

2,42

1,73

Gua

dalu

pe22

04,

794,

002,

421,

73Tr

ujillo

Nor

te22

04,

864,

002,

421,

73C

him

bote

122

04,

833,

972,

401,

73Pa

ram

onga

220

4,89

3,90

2,36

1,73

Hua

cho

220

5,01

3,95

2,39

1,73

Zapa

llal

220

5,26

4,05

2,46

1,73

Vent

anilla

220

5,30

4,07

2,47

1,73

Lima

(1)

220

5,32

4,09

2,48

1,73

Inde

pend

encia

220

5,19

3,99

2,42

1,73

Ica22

05,

254,

032,

441,

730,

16M

arco

na22

05,

454,

152,

511,

730,

51M

anta

ro22

04,

783,

752,

271,

73H

uayu

cach

i22

04,

913,

832,

321,

73Pa

chac

haca

220

5,06

3,92

2,37

1,73

Hua

ncav

elica

220

4,87

3,81

2,31

1,73

Cal

lahu

anca

220

5,14

3,97

2,40

1,73

Hua

llanc

a13

84,

553,

762,

281,

73Ti

ngo

Mar

ía22

04,

363,

522,

131,

73H

uánu

co (2

)13

84,

633,

652,

211,

73Si

stem

a In

terc

onec

tado

Sur

Mac

hupi

cchu

138

4,25

3,12

2,07

1,73

Cac

him

ayo

138

4,33

3,18

2,11

1,73

Cus

co (3

)13

84,

343,

172,

111,

73C

omba

pata

138

4,29

3,36

2,26

1,73

Tint

aya

138

4,22

3,38

2,32

1,73

Aya

viri

138

3,79

3,32

2,33

1,73

Azá

ngar

o13

83,

553,

192,

241,

73Ju

liaca

138

3,70

3,33

2,32

1,73

0,30

Cal

lalli

138

4,38

3,46

2,37

1,73

Sant

uario

138

4,46

3,42

2,39

1,73

Soca

baya

138

4,58

3,46

2,43

1,73

Cer

ro V

erde

138

4,59

3,47

2,42

1,73

Mol

lend

o13

84,

613,

482,

391,

73M

onta

lvo13

84,

593,

402,

411,

73To

quep

ala

138

4,53

3,38

2,41

1,73

Aric

ota1

3813

84,

493,

252,

461,

73A

ricot

a66

664,

423,

222,

441,

73To

mas

iri66

4,88

3,33

2,43

1,73

0,31

Tacn

a66

5,10

3,36

2,41

1,73

0,53

Sist

emas

Ais

lado

sTí

pico

A (3

)M

T6,

397,

927,

92Tí

pico

B (4

)M

T6,

465,

855,

85Tí

pico

C (5

)M

T6,

736,

836,

83Tí

pico

E (6

)M

T6,

727,

437,

43Tí

pico

F (7

)M

T6,

389,

939,

93Tí

pico

G (8

)M

T6,

586,

236,

23Tí

pico

H (9

)M

T6,

465,

305,

30

Tens

ión

kVSi

stem

a In

terc

onec

tado

Cen

tro

Nor

te

Car

go B

ase

por

Peaj

e Se

cund

ario

por

Tra

nsfo

rmac

ión

(CB

PST

)PP

MU

S$/k

W-m

esPE

MP

ctv.

US$

/kW

.hPE

MF

ctv.

US$

/kW

.hPC

SPT

(*)

US$

/kW

-mes

CPSE

E (*

)ct

v. U

S$/k

W.h

SIC

N:

Todo

s ex

cept

oLim

a M

etro

polit

ana

0,10

170,

1824

0,28

410,

0819

SIS

0,10

170,

1824

0,28

410,

0819

Punt

o de

Ven

ta d

e En

ergí

act

v. U

S$/k

W.h

Luz

del S

urEd

elno

r

Prec

ios d

e Tr

ansm

isió

n Se

cund

aria

par

a S.

B.E

. Lim

a M

etro

polit

ana

(CB

PSE

)

En A

T0,

0493

0,05

44En

MT

0,28

550,

2433

Niv

el d

e Te

nsió

nct

v. U

S$/k

W.h

-km

Car

go B

ase

por

Peaj

e Se

cund

ario

por

Tra

nspo

rte

(CB

PSL

)

220

kV0,

0011

138

kV0,

0030

AT0,

0046

Sect

or T

ípico

1Se

ctor

Típ

ico 2

Sect

or T

ípico

3Se

ctor

Típ

ico 4

Cos

tos d

e D

istr

ibuc

ión

(Res

oluc

ión

Nº

023-

97 P

/CT

E)

(**)

VAD

MT

(US$

/kW

-mes

)2,

781,

965,

196,

50VA

DBT

(US$

/kW

-mes

)9,

659,

188,

9912

,78

CFE

(US$

/clie

nte-

mes

)0,

560,

520,

510,

58C

FS (U

S$/c

lient

e-m

es)

0,92

0,92

0,92

0,91

CFH

(US$

/clie

nte-

mes

)1,

361,

361,

351,

40C

ER (c

tv. U

S$/k

Var.h

) 1,

231,

231,

231,

23

PPM

:Pr

ecio

de

la P

oten

cia

de P

unta

a n

ivel

gen

erac

ión

PEM

P:

Prec

io d

e En

ergí

a a

nive

l gen

erac

ión

en H

oras

de

Punt

a pa

ra la

s Su

best

acio

nes

Base

del

Sist

ema

PEM

F:

Prec

io d

e En

ergí

a a

nive

l gen

erac

ión

en H

oras

Fue

ra d

e Pu

nta

para

las

Sube

stac

ione

s Ba

se d

el S

istem

aPC

SPT

:Pe

aje

Uni

tario

por

Con

exió

n al

Sist

ema

Prin

cipa

l de

Tran

smisi

ónCP

SEE

:C

argo

por

Pea

je S

ecun

dario

de

Tran

smisi

ón E

quiv

alen

te e

n En

ergí

aVA

DM

T:

Valo

r A

greg

ado

de D

istrib

ució

n de

Med

ia T

ensió

nVA

DBT

:Va

lor

Agr

egad

o de

Dist

ribuc

ión

de B

aja

Tens

ión

CFE

:C

argo

fijo

men

sual

med

idor

sim

ple

CFS

:C

argo

fijo

men

sual

par

a op

ción

tar

ifaria

de

pote

ncia

con

trat

ada

CFH

:C

argo

fijo

men

sual

par

a op

ción

tar

ifaria

hor

aria

CER

:C

argo

por

ene

rgía

reac

tiva

(1) S

.E.B

. Lim

a:C

onst

ituid

a po

r la

s Su

best

acio

nes

Base

Cha

varr

ía 2

20 k

V, S

anta

Ros

a 22

0 kV

, San

Jua

n 22

0 kV

.(2

) S.E

.B. C

usco

:Con

stitu

ida

por

las

Sube

stac

ione

s Ba

se D

olor

espa

ta 1

38 k

V y

Que

ncor

o 13

8 kV

.(3

) S.

E.B.

Típ

ico

A:A

plic

able

a S

istem

as A

islad

os c

on g

ener

ació

n te

rmoe

léct

rica

Die

sel (

com

bust

ible

Die

sel N

º2) c

onpr

edom

inio

de

pote

ncia

efe

ctiv

a D

iese

l may

or a

l 50%

, y u

na d

eman

da m

áxim

a an

ual m

enor

que

12

MW

.(4

) S.

E.B.

Típ

ico

B:O

tros

Sist

emas

Aisl

ados

dist

into

s al

Típ

ico

A, n

o pr

ecisa

dos

en lo

s Si

stem

as T

ípic

os C

, E, F

, G y

Hsig

uien

tes.

(5) S

.E.B

. Típ

ico

C:Si

stem

a A

islad

o Pu

callp

a, p

erte

neci

ente

a la

Em

pres

a de

Ele

ctric

idad

de

Uca

yali

(Ele

ctro

Uca

yali)

.(6

) S.E

.B. T

ípic

o E:

Sist

ema

Aisl

ado

Iqui

tos,

per

tene

cien

te a

la E

mpr

esa

Elec

tro

Orie

nte.

(7) S

.E.B

. Típ

ico

F:Si

stem

a A

islad

o co

n ge

nera

ción

ter

moe

léct

rica

Die

sel (

com

bust

ible

Die

sel N

º2) d

el d

epar

tam

ento

de M

adre

de

Dio

s pe

rten

ecie

nte

a la

Em

pres

a El

ectr

o Su

r Es

te S

.A.

(8)

S.E.

B. T

ípic

o G

:Si

stem

a A

islad

o de

gen

erac

ión

Moy

obam

ba-T

arap

oto-

Bella

vist

a, p

erte

neci

ente

a l

a Em

pres

aEl

ectr

o O

rient

e.(9

) S.E

.B. T

ípic

o H

:Sist

ema

Aisl

ado

Bagu

a-Ja

én

(**)

Act

ualiz

ados

al 0

1 de

nov

iem

bre

de 2

000

(*)

Act

ualiz

ados

al 0

1 de

nov

iem

bre

de 2

000

(Res

oluc

ión

Nº

004-

2000

P/C

TE)

Sist

ema

MAT

/AT

AT/M

TM

AT/M

T22

0/13

8 kV

ctv.

US$

/kW

.hct

v. U

S$/k

W.h

ctv.

US$

/kW

.hct

v. U

S$/k

W.h

Si tuac ión

de la s Tari fa s

Eléc t r i ca s


2.6.2 FACTOR DE PONDERACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA (Ep)

La Resolución Nº 002-2000 P/CTE amplió la vigencia del los factores Ep establecidos en la Resolución N° 002-99 P/CTE

hasta la regulación de tarifas en barra correspondiente al mes de mayo. Mediante la Resolución N° 003-2000 P/CTE se

realizó la regulación de los factores Ep aplicables en el cálculo de las tarifas de energía correspondientes al periodo mayo

2000 - abril 2001. Dichos factores se regulan anualmente con la finalidad de ponderar el precio de la energía en horas

de punta y fuera de punta para aquellas tarifas con simple medición de energía.

2.6.3 FACTOR DE BALANCE DE POTENCIA COINCIDENTE EN HORAS DE PUNTA (FBP)

La Resolución Nº 006-2000 P/CTE aprobó los factores de balance de potencia coincidente en horas de punta (FBP) a nivel

empresa aplicables en el cálculo de las tarifas de energía correspondientes al periodo mayo 2000 - abril 2001. El FBP

representa el factor de ajuste entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la potencia de punta efectiva

supuestamente vendida. El FBP se calcula anualmente para cada sistema eléctrico con demanda máxima superior a 12 MW.

2.6.4 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN

Los costos de generación, transmisión y distribución están sujetos a actualización periódica en función a la variación de

los principales indicadores macro-económicos: tipo de cambio, índice de precios al por mayor, precio de los combustibles

diesel 2 y residual 6, precio del aluminio, precio del residual fuel oil, precio del carbón bituminoso y la tasa arancelaria.

La aplicación de las fórmulas de reajuste en cada oportunidad dio como resultado los factores de actualización mostrados

en el Cuadro STE-6.

Precios en Barra Equivalente de Media TensiónEl sistema de precios vigente diferencia los costos en las distintas barras de los sistemas interconectados, según su

ubicación relativa y las pérdidas marginales respecto a la barra base. Dicha diferencia se expresa en la barra equivalente

de media tensión, donde se inicia el sistema de distribución de media y baja tensión.

En el Cuadro STE-7 y Cuadro STE-8 se muestran los precios en barra equivalente de media tensión en cada sistema

eléctrico del país luego de las regulaciones tarifarias de mayo y noviembre de 2000.

2.7

Cua

dro

STE

-6: F

acto

res d

e A

ctua

lizac

ión

Tari

fari

a -

Año

200

0

Co

nce

pto

04/0

2/00

01/1

05/0

004

/08/

0001

/11/

0004

/11/

0014

/10/

00M

anta

ro-S

ocab

aya

1. P

OTE

NC

IA (

FAPP

M)

a) S

iste

ma

Inte

rcon

ecta

do C

entr

o N

orte

1,01

021,

0000

1,00

12b)

Sis

tem

a In

terc

onec

tado

Sur

1,00

981,

0000

1,00

02c)

Ais

lado

s A

, B,

C,

D,

E, F

, G

y D

A1,

0118

d) S

iste

ma

Inte

rcon

ecta

do N

acio

nal

1,00

071,

0000

1,00

192.

EN

ERG

ÍA (

FAPE

M)

a) S

iste

ma

Inte

rcon

ecta

do C

entr

o N

orte

1,11

101,

0000

1,10

761,

1076

1,00

001,

0392

b) S

iste

ma

Inte

rcon

ecta

do S

ur1,

1091

1,00

001,

1094

1,10

941,

0000

1,03

08c)

Ais

lado

A1,

1938

1,00

001,

0030

1,00

301,

0000

1,12

83d)

Ais

lado

B1,

0140

1,00

001,

0094

1,00

941,

0000

1,00

29e)

Ais

lado

C1,

0115

1,00

001,

0555

1,05

551,

0000

1,04

17f)

Ais

lado

E1,

0151

1,00

001,

0530

1,05

301,

0000

1,02

04g)

Ais

lado

F1,

1938

1,00

001,

0024

1,00

241,

0000

1,13

94h)

Ais

lado

G1,

0125

1,00

001,

0298

1,02

981,

0000

1,01

14i)

Ais

lado

H1,

0000

1,00

901,

0090

1,00

001,

0028

j) A

isla

dos

D,

F y

DA

1,19

381.

TRA

NSF

ORM

AC

IÓN

(FA

CBP

ST)

1,04

151,

0000

1,00

421,

0042

1,00

421,

0153

2. T

RAN

SMIS

IÓN

(FA

CBP

SL)

a) 2

20 K

V1,

0394

1,00

001,

0075

1,00

751,

0075

1,01

86b)

138

KV

1,03

971,

0000

1,00

711,

0071

1,00

711,

0181

c) A

lta T

ensi

ón1,

0404

1,00

001,

0059

1,00

591,

0059

1,01

693.

CO

NEX

IÓN

AL

SIST

EMA

PRI

NC

IPA

L (F

APC

SPT)

1,04

411,

0000

1,00

471,

0047

1,00

471,

0158

4. L

.T.

SOC

ABA

YA-M

OQ

UEG

UA

(FA

PCSP

T)1,

0461

1,00

000,

9966

5. L

.T. S

OC

ABA

YA-M

OQ

UEG

UA

y S

.T. M

AN

TARO

-SO

CA

BAYA

(FA

PCSP

T)0,

9966

0,99

661,

0077

6. T

RAN

SMIS

IÓN

EN

EN

ERG

ÍA -

LIM

A (

FAC

BPSE

)1,

0417

1,00

001,

0038

1,00

381,

0038

1,01

491.

TRA

NSF

ORM

AC

IÓN

(FA

CBP

ST)

1,17

261,

1755

1,17

981,

1798

1,17

981,

1928

2. T

RAN

SMIS

IÓN

(FA

CBP

SL)

a) 2

20 K

V1,

1421

1,14

681,

1548

1,15

481,

1548

1,16

75b)

138

KV

1,14

611,

1506

1,15

811,

1581

1,15

811,

1709

c) A

lta T

ensi

ón1,

1570

1,16

081,

1670

1,16

701,

1670

1,17

991.

Val

or A

greg

ado

de D

istr

ibuc

ión

MT

(FA

VAD

MT)

a) S

ecto

r 1

1,19

201,

2046

1,21

371,

2255

1,23

081,

2308

b) S

ecto

r 2

1,18

781,

1979

1,20

571,

2162

1,22

181,

2218

c) S

ecto

r 3

1,16

191,

1769

1,18

801,

1988

1,20

571,

2057

d) S

ecto

r 4

1,15

901,

1750

1,18

681,

1978

1,20

491,

2049

2. V

alor

Agr

egad

o de

Dis

trib

ució

n BT

(FA

VAD

BT)

a) S

ecto

r 1

1,17

031,

1826

1,19

211,

2023

1,20

891,

2089

b) S

ecto

r 2

1,15

361,

1694

1,18

131,

1918

1,19

931,

1993

c) S

ecto

r 3

1,15

511,

1690

1,17

981,

1897

1,19

721,

1972

d) S

ecto

r 4

1,15

091,

1673

1,17

961,

1901

1,19

771,

1977

3. C

argo

s Fi

jos

(FA

CFE

, FA

CFS

, FA

CFH

)1,

1408

1,15

021,

1589

1,16

601,

1744

1,17

444.

Ene

rgía

Rea

ctiv

a (F

AC

ER)

1,31

121,

3120

1,31

081,

3259

1,32

441,

3244

1. C

osto

de

Repo

sici

ón S

ubte

rrán

ea (

FAC

IC)

a) T

ipo

de c

onex

ión

C1

1,47

231,

4787

1,48

351,

4967

1,50

111,

5011

b) T

ipo

de c

onex

ión

C2

1,47

571,

4816

1,48

581,

4993

1,50

311,

5031

c) T

ipos

de

cone

xión

C3/

C4/

C5

1,47

911,

4844

1,48

801,

5020

1,50

521,

5052

2. C

osto

de

Repo

sici

ón A

érea

(FA

CIC

)a)

Tip

o de

con

exió

n C

11,

4832

1,48

781,

4907

1,50

511,

5076

1,50

76b)

Tip

o de

con

exió

n C

21,

4880

1,49

181,

4938

1,50

891,

5105

1,51

05c)

Tip

os d

e co

nexi

ón C

3/C

4/C

51,

4893

1,49

291,

4947

1,50

991,

5113

1,51

133.

Cos

to d

e M

ante

nim

ient

o (F

AC

MC

)a)

Tip

o de

con

exió

n C

11,

4621

1,47

021,

4768

1,48

871,

4950

1,49

50b)

Tip

o de

con

exió

n C

21,

4621

1,47

021,

4768

1,48

871,

4950

1,49

50c)

Tip

os d

e co

nexi

ón C

3/C

4/C

51,

4621

1,47

021,

4768

1,48

871,

4950

1,49

50

A. T

arifa

s en

Bar

ra

B. P

eaje

s de

Tran

smis

ión

B. P

eaje

s de

Tran

smis

ión

GRU

PO

JO

RB

SA(R

esol

ució

n N

º00

8-98

P/C

TE

)

C. C

osto

s de

Dis

trib

ució

n

D. C

osto

s de

Rep

osic

ión

y M

ante

nim

ient

o de

laC

onex

ión

1C

HO

NG

OYA

PE4,

192

TIN

GO

MA

RIA

4,35

3A

ZAN

GA

RO4,

714

EMSE

MSA

4,71

5PA

TIVI

LCA

4,71

6EJ

E TA

YAC

AJA

4,75

7H

UA

NC

AVE

LIC

A C

IUD

AD

4,75

8H

UA

NC

AVE

LIC

A R

URA

L4,

759

CH

ICLA

YO-IL

LIM

O4,

8110

TALA

RA4,

8211

HU

AN

CAY

O4,

8312

VALL

E D

EL M

AN

TARO

4,83

13PI

URA

4,84

14H

UA

NU

CO

4,84

15G

UA

DA

LUPE

-CH

EPEN

-PA

CA

SMAY

O4,

8616

CH

IMBO

TE4,

8817

AYA

VIRI

4,91

18TR

UJIL

LO4,

9319

CA

LLEJ

ON

DE

HU

AYLA

S4,

9820

PALL

ASC

A-C

AC

HIC

AD

AN

4,98

21LI

MA

NO

RTE

5,02

22LI

MA

SU

R5,

0723

TOC

AC

HE

5,10

24SU

PE-B

ARR

AN

CA

5,11

25H

UA

CH

O5,

1126

PASC

O5,

1327

CU

SCO

5,16

28SU

LLA

NA

-EL

ARE

NA

L-PA

ITA

5,17

29IC

A5,

1830

BAJO

PIU

RA5,

1831

PISC

O5,

2032

TARM

A-C

HA

NC

HA

MAY

O5,

2033

AYA

CU

CH

O5,

2134

YAU

RI5,

2235

CH

ULU

CA

NA

S5,

2436

CH

INC

HA

5,26

37C

OLC

A5,

2738

VILC

AN

OTA

-SIC

UA

NI

5,32

39H

UA

RMEY

5,33

40VA

LLE

SAG

RAD

O 1

5,33

41TU

MBE

S5,

3442

ILO

5,35

43VA

LLE

SAG

RAD

O 2

5,40

44VI

LLA

CU

RI5,

4345

HU

AYTA

RA-C

HO

CO

RVO

S5,

44

Nº

Sist

ema

ctv.

US$/

kW.h

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1718

1920

2122

2324

2526

2728

2930

3132

3334

3536

3738

3940

4142

4344

45

ctv. US$/kW.h

Sist

emas

Elé

ctri

cos

de

Dis

trib

uci

ón

Cua

dro

STE

-7: M

ayo

2000

- P

reci

o M

edio

en

Bar

ra E

quiv

alen

te d

e M

edia

Ten

sión

(1

de 2

)

46C

AST

ROVI

RREY

NA

5,44

47LA

CO

NVE

NC

ION

5,46

48A

REQ

UIP

A5,

4849

CA

JAM

ARC

A5,

4850

CA

SCA

S-C

ON

TUM

AZA

5,48

51M

OLL

END

O-M

ATA

RAN

I5,

5052

TOM

ASI

RI5,

5953

MO

QU

EGU

A5,

5954

CA

NG

ALL

O-L

LUSI

TA5,

6255

HU

ARA

L5,

6356

TARA

TA5,

6557

PUN

O-J

ULI

AC

A-P

OM

ATA

5,68

58C

AÑ

ETE

5,75

59LU

NA

HU

AN

A5,

7560

TAC

NA

5,91

61A

BAN

CAY

6,00

62LA

YA

RAD

A6,

1763

NA

ZCA

-PA

LPA

6,24

64IN

GEN

IO-C

HA

NG

UIL

LO6,

2465

CO

RDO

VA-Q

UER

CO

6,24

66BA

GU

A-J

AEN

6,86

67A

ISLA

DO

_B3-

ELN

M7,

4068

AIS

LAD

O_B

2-ED

LN7,

4069

AIS

LAD

O_B

3-ED

LN7,

4070

AIS

LAD

O_B

4-ED

LN7,

4071

AIS

LAD

O_B

2-SE

AL

7,40

72A

ISLA

DO

_B3-

SEA

L7,

4073

AIS

LAD

O_B

4-SE

AL

7,40

74A

ISLA

DO

_B2

7,40

75A

ISLA

DO

_B3

7,40

76A

ISLA

DO

_B4

7,40

77TA

RAPO

TO7,

6778

RIO

JA7,

6779

PUC

ALL

PA8,

1080

IQU

ITO

S8,

6981

AIS

LAD

O_A

2-EL

NM

9,54

82A

ISLA

DO

_A3-

ELN

M9,

5483

AIS

LAD

O_A

2-ED

LN9,

5484

AIS

LAD

O_A

2-SE

AL

9,54

85A

ISLA

DO

_A3-

SEA

L9,

5486

AIS

LAD

O_A

4-SE

AL

9,54

87A

ISLA

DO

_A2

9,54

88A

ISLA

DO

_A3

9,54

89A

ISLA

DO

_A4

9,54

90PU

ERTO

MA

LDO

NA

DO

-IBER

IA11

,57

Nº

Sist

ema

ctv.

US$/

kW.h

2,0

0,0

4,0

6,0

8,0

10

,0

12

,0

14

,0

4647

4849

5051

5253

5455

5657

5859

6061

6263

6465

6667

6869

7071

7273

7475

7677

7879

8081

8283

8485

8687

8889

90

ctv. US$/kW.h

Sist

emas

Elé

ctri

cos

de

Dis

trib

uci

ón

Cua

dro

STE

-7: M

ayo

2000

- P

reci

o M

edio

en

Bar

ra E

quiv

alen

te d

e M

edia

Ten

sión

(2

de 2

)

1A

ZAN

GA

RO4,

252

CU

SCO

4,36

3C

HO

NG

OYA

PE4,

374

AYA

VIRI

4,42

5VA

LLE

SAG

RAD

O 1

4,51

6TI

NG

O M

ARI

A4,

537

YAU

RI4,

548

VALL

E SA

GRA

DO

24,

589

VILC

AN

OTA

-SIC

UA

NI

4,63

10LA

CO

NVE

NC

ION

4,64

11C

OLC

A4,

6512

ILO

4,68

13A

REQ

UIP

A4,

8114

MO

LLEN

DO

-MAT

ARA

NI

4,84

15EM

SEM

SA4,

8916

PATI

VILC

A4,

8917

MO

QU

EGU

A4,

9118

EJE

TAYA

CA

JA4,

9319

HU

AN

CA

VELI

CA

CIU

DA

D4,

9320

HU

AN

CA

VELI

CA

RU

RAL

4,93

21TO

MA

SIRI

4,95

22C

HIC

LAYO

-ILLI

MO

5,00

23H

UA

NC

AYO

5,01

24VA

LLE

DEL

MA

NTA

RO5,

0125

TALA

RA5,

0126

TARA

TA5,

0227

PIU

RA5,

0328

HU

AN

UC

O5,

0329

GU

AD

ALU

PE-C

HEP

EN-P

AC

ASM

AYO

5,04

30C

HIM

BOTE

5,06

31TR

UJIL

LO5,

1232

ABA

NC

AY5,

1333

PUN

O-J

ULI

AC

A-P

OM

ATA

5,16

34C

ALL

EJO

N D

E H

UAY

LAS

5,17

35PA

LLA

SCA

-CA

CH

ICA

DA

N5,

1736

LIM

A N

ORT

E5,

1937

LIM

A S

UR

5,24

38TA

CN

A5,

2539

SAYA

N5,

3040

HU

AC

HO

-SU

PE-B

ARR

AN

CA

5,30

41TO

CA

CH

E5,

3042

PASC

O5,

3143

ICA

5,35

44SU

LLA

NA

-EL

ARE

NA

L-PA

ITA

5,36

45BA

JO P

IURA

5,37

Nº

Sist

ema

ctv.

US$/

kW.h

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1718

1920

2122

2324

2526

2728

2930

3132

3334

3536

3738

3940

4142

4344

45

ctv. US$/kW.h

Sist

emas

Elé

ctri

cos

de

Dis

trib

uci

ón

Cua

dro

STE

-8: N

ovie

mbr

e 20

00 -

Pre

cio

Med

io e

n B

arra

Equ

ival

ente

de

Med

ia T

ensi

ón (

1 de

2)

46PI

SCO

5,38

47TA

RMA

-CH

AN

CH

AM

AYO

5,38

48AY

AC

UC

HO

5,41

49C

HU

LUC

AN

AS

5,44

50C

HIN

CH

A5,

4451

LA Y

ARA

DA

5,49

52H

UA

RMEY

5,52

53TU

MBE

S5,

5554

VILL

AC

URI

5,61

55H

UAY

TARA

-CH

OC

ORV

OS

5,64

56C

AST

ROVI

RREY

NA

5,64

57C

AJA

MA

RCA

5,69

58C

ASC

AS-

CO

NTU

MA

ZA5,

6959

HU

ARA

L5,

8160

CA

NG

ALL

O-L

LUSI

TA5,

8361

CA

ÑET

E5,

9462

LUN

AH

UA

NA

5,94

63N

AZC

A-P

ALP

A6,

4264

ING

ENIO

-CH

AN

GU

ILLO

6,42

65C

ORD

OVA

-QU

ERC

O6,

4266

BAG

UA

-JA

EN6,

9467

AIS

LAD

O_B

3-EL

NM

7,48

68A

ISLA

DO

_B2-

EDLN

7,48

69A

ISLA

DO

_B3-

EDLN

7,48

70A

ISLA

DO

_B4-

EDLN

7,48

71A

ISLA

DO

_B2-

SEA

L7,

4872

AIS

LAD

O_B

3-SE

AL

7,48

73A

ISLA

DO

_B4-

SEA

L7,

4874

AIS

LAD

O_B

27,

4875

AIS

LAD

O_B

37,

4876

AIS

LAD

O_B

47,

4877

TARA

POTO

7,89

78RI

OJA

7,89

79PU

CA

LLPA

8,53

80IQ

UIT

OS

9,13

81A

ISLA

DO

_A2-

ELN

M9,

5382

AIS

LAD

O_A

3-EL

NM

9,53

83A

ISLA

DO

_A2-

EDLN

9,53

84A

ISLA

DO

_A2-

SEA

L9,

5385

AIS

LAD

O_A

3-SE

AL

9,53

86A

ISLA

DO

_A4-

SEA

L9,

5387

AIS

LAD

O_A

29,

5388

AIS

LAD

O_A

39,

5389

AIS

LAD

O_A

49,

5390

PUER

TO M

ALD

ON

AD

O-IB

ERIA

11,5

5

Nº

Sist

ema

ctv.

US$/

kW.h

2,0

0,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

4647

4849

5051

5253

5455

5657

5859

6061

6263

6465

6667

6869

7071

7273

7475

7677

7879

8081

8283

8485

8687

8889

90

ctv. US$/kW.h

Sist

emas

Elé

ctri

cos

de

Dis

trib

uci

ón

Cua

dro

STE

-8: N

ovie

mbr

e 20

00 -

Pre

cio

Med

io e

n B

arra

Equ

ival

ente

de

Med

ia T

ensi

ón (

2 de

2)

Situación de

las Tarifas

de Gas Natural

III

TalaraEl 17 de noviembre de 2000; la CTE publicó la Resolución N°026-2000 P/CTE, donde se aprobó, en vías de regularización,

la Tarifa Máxima Inicial para la distribución de gas natural por red de ductos en el área de concesión de distribución del

Distrito de Pariñas ubicada en la Provincia de Talara, Departamento de Piura, la cual es igual al 80% de valor del Gas

Licuado de Petróleo (GLP) como equivalente energético. Para este fin se debe tomar como referencia el precio de venta

Promedio Mensual del Gas Licuado de Petróleo en balones de 10 kg. expresado en nuevos soles por balón (S/. / balón)

deducido el IGV, publicado mensualmente por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) de Piura.

Cabe indicar que, de acuerdo al artículo 102° del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos,

aprobado mediante D.S. N° 056-93-EM, dicha Tarifa Máxima Inicial comprende:

i) El costo del gas en el punto de entrega;

ii) El costo del servicio de distribución; y

iii) Una utilidad sobre los costos de distribución.

Adicionalmente, se indica que la facturación se realizará en forma bimensual.

En el siguiente gráfico se aprecia la evolución del precio del GLP y de la Tarifa Máxima Inicial de Gas Natural en Piura;

calculado de acuerdo a la Resolución N°026-2000 P/CTE, durante el año 2000.


S/.balón 24 lb * S/.balón 24 lb sin IGV S/. /10 kg S/. GigaJoule S/./GigaJoule

Enero 27,20 23,05 21,17 39,40

Febrero 27,20 23,05 21,17 39,40

Marzo 27,30 23,14 21,25 39,54

Abril 28,58 24,22 22,25 41,40

Mayo 29,30 24,83 22,81 42,44

Junio 29,60 25,08 23,04 42,87

Julio 29,60 25,08 23,04 42,87

Agosto 29,80 25,25 23,20 43,16

Setiembre 30,00 25,42 23,35 43,45

Octubre 29,70 25,17 23,12 43,02

Noviembre 29,90 25,34 23,28 43,31 34,65

Diciembre 30,00 25,42 23,35 43,45 34,76

Año 2000Precio del GLP Precio del GN

* Fuente: INEI - Piura

3.1

50

45

40

35

30

25

20

S/./

GJ

Precio del GLPPrecio del Gas Natural

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Si tuac ión

de la s Tari fa s de

Gas Natura l


PIURA: PRECIOS DE VENTA DEL GAS A NIVEL DE CONSUMIDOR

CamiseaEl 9 de diciembre de 2000; se realizó la firma de los contratos de Explotación y de Transporte y Distribución del Gas de

Camisea. Copia del cual puede ser ubicado en la página WEB del Ministerio de Energía y Minas: www.mem.gob.pe.

a) Precio del Gas Natural (ver cláusula octava, numeral 8.4.4 del Contrato).

El Gas Natural de Camisea, de acuerdo al contrato tendrá, al inicio de la operación comercial, un precio máximo en Boca

de Pozo de 1,0 US$/MMBTU para los generadores eléctricos y 1,8 US$/MMBTU para los demás usuarios.

Este precio se reajustará de acuerdo al cálculo de un Factor de Ajuste determinado en base a los precios de los siguientes

residuales:

- Fuel Oil N°6 US Gulf Coast Waterbone (1% de azufre)

- Fuel Oil N°6 Rotterdam (1% de azufre)

- Fuel Oil N°6 New York (3% de azufre)

Cabe indicar que se realizó una mejora en la fórmula de cálculo de factor de ajuste; lo que ha permitido que se atenúe

la variabilidad característica en los precios de los residuales en el tiempo, consecuencia de coyunturas o estacionalidad.

A continuación se muestra la evolución de los precios que conforman la canasta de residuales fijados en el Contrato de

Camisea para el cálculo del Factor de Ajuste del Precio Máximo en Boca de Pozo.

Precios del GLP y Gas Natural como equivalente energético Ene-Dic 2000

3.2

b) Tarifas de Transporte y Distribución en Alta Presión (TDAP).

Se estima que a mayo de 2003; cuando el gas natural halla llegado a Lima; la tarifa de TDAP esté totalmente definida. A

semejanza del precio del Gas Natural, la tarifa de Transporte será diferenciada para los generadores eléctricos y los demás

usuarios.

Como información a la fecha se tiene que el Costo de Servicio de Transporte: Camisea – City gate de Lima, a marzo del

2003; es de 956,34 millones de US$ y que la capacidad Garantizada, de acuerdo al Contrato (cláusula 14.2) para cada

día calendario durante el período de recuperación será el mostrado en la tabla


200,00

180,00

160,00

140,00

120,00

100,00

80,00

60,00

40,00

20,00

0,00

35,00

30,00

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00

Ene 98 Abr 98 Jul 98 Oct 98 Ene 99 Abr 99 Jul 99 Oct 99 Ene 00 Abr 00 Jul 00 Oct 00

USGC 1% SNew York 1% SRotterdam 3% S

US$/B

I

US$/T

M

Evolución de Precios de los Residuales 1998 - 2000

Si tuac ión


Gas Natura l


1º a 7º 225

8º hasta fin de período de recuperación 255

Año de operación Capacidad Garantizada MMPCD

1º a 7º 380

8º hasta fin de período de recuperación 450

Año de operación Capacidad Garantizada MMPCD

Adicionalmente, se tiene como información que el Costo de Servicio de Distribución: City gate – Red de Alta Presión de

Lima, a marzo del 2003; es de 91,29 millones de US$ y que la capacidad Garantizada, de acuerdo al Contrato (cláusula

14.2) para cada día calendario durante el período de recuperación será el mostrado en la tabla

c) Tarifas de Transporte y Distribución en Baja Presión (TDBP)

La metodología de calculo ha sido determinada en la Resolución N° 014-1999 P/CTE.

Si tuac ión


Gas Natura l

Situación

Comercial:

Electricidad

IV


El resultado de la gestión comercial del período anual 2000 con relación al de 1999 muestra incrementos en la

producción, facturación por venta de energía, ventas y atención de suministros; así como disminución en el porcentaje de

pérdidas en los sistemas de distribución y en el número de trabajadores. A continuación se mencionan los aspectos más

representativos:

La producción de energía se incrementó en 5,0%, la venta de energía aumentó en 6,0%, el importe facturado por la

venta de energía (en US$) creció en 12,7%, las pérdidas de energía en los sistemas de distribución disminuyeron en 7,1

puntos porcentuales, el número de clientes se incrementó en 4,4%, y el número de trabajadores disminuyó en 4,6%.

Los hechos de mayor relevancia en el sector eléctrico fueron:

• A partir del 01 de julio del año 2000 las operaciones de Electro Andes pasan a ser de EGECEN.

• El día 08 de octubre del año 2000 a las 23:11 horas se efectuó el paralelo del SICN con el SIS.

• A partir del mes de diciembre Electro Norte tiene ventas en el mercado libre.

Generación de Energía (En MW.h)4.1.1 POR TIPO DE GENERACIÓN (En MW.h)

Del total producido durante el año 2000, el 86,0% corresponde a generación hidráulica y el 14,0% a generación térmica.

Las empresas generadoras que contribuyeron en mayor grado a la producción de energía durante el año 2000 son

Electroperú, Edegel, Egenor, Egasa, Enersur y Electro Andes que generaron el 37,7%, 20,5%, 8,7%, 5,7%, 6,8% y 6,3%

de la producción total del país, respectivamente.

La producción de energía eléctrica durante el año 2000 se muestra en el CUADRO IC-1.

4.1

Cuadro IC-1: Producción de Energía por Empresas y Tipo de Generación

4.1.2 POR EMPRESA (En MW.h)

Las empresas de mayor producción en el año 2000 fueron Electroperú, Edegel y Egenor con 6 868 330 MW.h, 3 740 835 MW.h

y 1 591 681 MW.h, respectivamente.

La producción de energía por sistemas interconectados muestra que al total generado en el país durante el año 2000 los

sistemas centro norte, sur y aislados contribuyeron en 80,5%, 16,9% y 2,6% respectivamente.

En el cuadro IC-2 se puede apreciar cuál fue la producción de energía en cada sistema interconectado y empresa durante

el año 2000.

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


GeneradorasAguaytía Energy 260 114 260 114Atocongo 6 291 6 291Cahua 276 273 276 273Cementos Norte Pacasmayo 192 811 13 594 206 406Edegel 3 720 138 20 697 3 740 835Eepsa 408 636 408 636Egasa 928 226 113 316 1 041 543Egemsa 6 468 2 502 8 969Egenor 1 577 365 14 315 1 591 681Egesur 109 098 99 951 209 049Electro Andes 1 153 370 1 153 370Electroperú 6 857 961 10 369 6 868 330Enersur 1 248 172 1 248 172Etevensa 2 865 2 865Pariac 24 686 24 686Proyecto Especial Chavimochic 11 400 31 11 430San Gabán 554 382 378 554 760Shougesa 1 141 1 141Sindicato Energético 65 210 65 210Sub-Total Generadoras 15 477 388 2 202 372 17 679 760

DistribuidorasEdelnor (Zonal Chancay) 4 020 599 4 618Electro Centro 60 073 88 60 161Electro Nor Oeste 7 892 3 237 11 129Electro Norte 13 434 4 209 17 643Electro Norte Medio 15 335 711 16 046Electro Oriente 66 896 187 241 254 137Electro Puno 9 756 9 756Electro Sur 230 230Electro Sur Este 24 971 16 502 41 472Electro Sur Medio 1 178 1 221 2 398Electro Tocache 373 373Electro Ucayali 104 109 104 109Emseusa 17 17Seal 11 546 24 637 36 183Sub-Total Distribuidoras 215 099 343 173 558 272

Total Perú 15 692 487 2 545 546 18 238 032

EmpresaHidráulica

(MW.h)Térmica(MW.h)

Total(MW.h)

Cuadro IC-2: Producción de Energía por Sistema Interconectado-Empresa


Sistema Interconectado Centro Norte (SICN)Aguaytía Energy 260 114 260 114Atocongo 6 291 6 291Cahua 276 273 276 273Cementos Norte Pacasmayo 206 406 206 406Edegel 3 740 835 3 740 835Eepsa 408 636 408 636Egenor 1 591 681 1 591 681Electro Andes 1 153 370 1 153 370Electro Centro 49 787 49 787Electro Nor Oeste 11 129 11 129Electro Norte Medio 2 855 2 855Electro Tocache 373 373Electroperú 6 868 330 6 868 330Etevensa 2 865 2 865Pariac 24 686 24 686Proyecto Especial Chavimochic 11 430 11 430Shougesa 1 141 1 141Sindicato Enérgetico 65 210 65 210Total SICN 14 617 267 64 144 14 681 411

Sistema Interconectado Sur (SISUR)Egasa 1 041 543 1 041 543Egemsa 8 969 8 969Egesur 209 049 209 049Electro Sur Este 26 585 26 585Enersur 1 248 172 1 248 172San Gabán 554 760 554 760Total SISUR 3 062 493 26 585 3 089 078

AisladosEdelnor (Zonal Chancay) 4 618 4 618Electro Centro 10 374 10 374Electro Norte 17 643 17 643Electro Norte Medio 13 191 13 191Electro Oriente 254 137 254 137Electro Puno 9 756 9 756Electro Sur 230 230Electro Sur Este 14 888 14 888Electro Sur Medio 2 398 2 398Electro Ucayali 104 109 104 109Emseusa 17 17Seal 36 183 36 183Total Aislados 467 544 467 544

Total Perú 17 679 760 558 272 18 238 032

EmpresaGeneradora

(MW.h)Distribuidora

(MW.h)Total

(MW.h)

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


4.1.3 POR DEPARTAMENTO (En MW.h)

Durante el año 2000, los departamentos donde se han producido los mayores volúmenes de energía fueron: Huancavelica

con el 37,6% y Lima con 20,3%, que en conjunto representan el 57,9% de la producción total en el país.

La información de producción de energía correspondiente al año 2000, por áreas geográficas departamentales, se detalla

a continuación

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

GW

.h

Hua

ncav

elic

a

Lim

a

Are

quip

a

Moq

uegu

a

Anc

ash

Pas

co

Piu

ra

Lam

baye

que

Uca

yali

Juní

n

Tac

na

La L

iber

tad

Lore

to

Cus

co

San

Mar

tín

Caj

amar

ca

Tum

bes

Pun

o

Apu

rím

ac

Mad

re d

e D

ios

Ica

Aya

cuch

o

Am

azon

as

Huá

nuco

Térmica

Hidráulica

Pasco

Ancash

Lambayeque

Lima

Cajamarca

Amazonas

San Martín

Madre de Dios

Cusco

Puno

MoqueguaTacna

Arequipa

Apurímac

Ayacucho

Ica

Huancavelica

La Libertad

Tumbes

Piura

Loreto

UcayaliHuánuco

Junín

Térmica

Hidráulica


Amazonas 93 216 309 0,0%

Ancash 1 112 947 182 1 113 129 6,1%

Apurimac 19 158 1 050 20 209 0,1%

Arequipa 939 772 137 954 1 077 725 5,9%

Ayacucho 1 178 1 124 2 301 0,0%

Cajamarca 49 450 2 096 51 547 0,3%

Cusco 10 494 1 734 12 228 0,1%

Huancavelica 6 866 272 115 6 866 387 37,6%

Huánuco 0,0%

Ica 1 141 1 141 0,0%

Junín 756 415 71 756 486 4,1%

La Libertad 206 825 14 478 221 303 1,2%

Lambayeque 496 305 7 304 503 609 2,8%

Lima 3 675 058 30 452 3 705 509 20,3%

Loreto 36 016 152 526 188 542 1,0%

Madre de Dios 14 746 14 746 0,1%

Moquegua 1 248 606 1 248 606 6,8%

Pasco 774 091 774 091 4,2%

Piura 73 102 420 097 493 199 2,7%

Puno 565 924 1 729 567 653 3,1%

San Martín 290 34 732 35 022 0,2%

Tacna 109 098 99 748 208 846 1,1%

Tumbes 10 849 10 849 0,1%

Ucayali 364 596 364 596 2,0%

Total Perú 15 692 487 2 545 546 18 238 032 100,0%

DepartamentoTérmica(MW.h)

Hidráulica(MW.h)

Total(MW.h)

Partic.(%)

Producción de Energía por Departamentos

Gen

erac

ión

100%

= 1

8 23

8 G

W.h

14%

Tér

mic

a

86%

Hid

rául

ica

3% A

ISLA

DO

S

17%

SIS

UR

80%

SIC

N

38%

Hua

ncav

elic

a

20%

Lim

a

4% P

asco

6% A

requ

ipa

7% M

oque

gua

6% A

ncas

h

19%

Otr

os

37%

Ele

ctro

perú

14%

Otr

os

6% E

lect

ro A

ndes

7% E

ners

ur

6% E

gasa

9% E

geno

r

21%

Ede

gel

3% D

istr

ibui

dora

s

97%

Gen

erad

oras

4.1.

4 R

esum

en G

ráfic

o de

la G

ener

ació

n de

Ene

rgía

Elé

ctri

ca (

Año

200

0)

Por

Tip

o d

e G

ener

ació

n

Por

Sist

ema

Inte

rco

nec

tad

o/A

isla

do

Por

Dep

arta

men

toPo

r Em

pre

sa

Por

Tip

o d

e Em

pre

sa


Ventas de Energía (En GW.h)Durante el año 2000 las ventas de energía a clientes finales, en los mercados libre y regulado, registran 15 525 GW.h,

magnitud mayor en 6,0% y 11,0% con relación a lo registrado en los años 1999 y 1998 respectivamente.

Del total de energía vendida en este período, 7 121 GW.h (45,9%) corresponden a ventas efectuadas en el mercado libre

y 8 404 GW.h (54,1%) a ventas en el regulado.

En el mercado regulado, las ventas de energía se incrementaron en 4,3% y en 8,4% con relación a 1999 y 1998

respectivamente.

En el mercado libre, la energía vendida se incrementó en 8,0% respecto a 1999, y en 14,2% con relación a 1998.

4.2.1 EVOLUCIÓN (1985 – 2000)

Cuadro IC-3: Evolución de las Ventas de Energía

GW.h

LibreMAT 847 551 889 806 750 649 890 801 836 828 949 1 116 1 932 2 255 2 541 2 662AT 504 470 532 543 475 710 590 484 517 698 813 847 1 340 1 680 1 696 1 862MT 945 1 135 1 241 1 124 880 1 151 1 323 959 1 251 1 563 1 620 1 553 1 836 2 297 2 356 2 597BT 8 9 7 1 0 0

Sub-Total 2 296 2 156 2 662 2 473 2 106 2 510 2 803 2 244 2 604 3 089 3 390 3 525 5 115 6 234 6 593 7 121Regulado

AT 12 14 16 8 6 6MT 455 561 626 601 537 572 587 496 987 1 279 1 394 1 547 1 753 1 910 2 079 2 271BT 4 058 4 795 4 862 5 156 5 087 4 521 4 819 4 522 4 720 4 966 5 016 5 215 5 518 5 832 5 970 6 127

Residencial 2 219 2 366 2 688 2 917 2 875 3 020 3 143 2 928 3 064 3 185 3 150 3 184 3 383 3 638 3 766 3 934No Residencial 1 839 2 429 2 174 2 239 2 212 1 501 1 676 1 594 1 656 1 781 1 866 2 031 2 135 2 195 2 203 2 193

Sub-Total 4 514 5 357 5 488 5 758 5 625 5 093 5 405 5 017 5 707 6 245 6 422 6 776 7 287 7 750 8 055 8 404TOTAL 6 810 7 513 8 150 8 230 7 730 7 603 8 209 7 261 8 311 9 335 9 811 10 300 12 402 13 984 14 648 15 525

Nivel deTensión 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

18 000

16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

0

GW

.h

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

6 810

7 513 8 150 8 230 7 730 7 603 8 209 7 261 8 311

9 335 9 811 10 300

12 402

13 98414 648

15 525

4.2

4.2.2 Por Sistema Interconectado / Aislado (Año 2000 en MW.h )

Del total de energía vendida durante el año 2000, el 80,5% corresponde al Sistema Interconectado Centro Norte, el

17,8% al Sistema Interconectado Sur y el 1,7% a los Sistemas Aislados

Cuadro IC-4: Ventas de Energía por Sistema Interconectado

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Interconectado Centro Norte 5 106 622 7 390 754 12 497 375 80,5%

Interconectado Sur 2 002 405 762 086 2 764 491 17,8%

Aislados 11 500 251 657 263 157 1,7%

Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%

SistemaRegulado(MW.h)

Libre(MW.h)

Total(MW.h)

Partic.(%)

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

SICN SISUR Aislados Total Perú

GW

.h

Libre

Regulado

4.2.3 Por Empresa (Año 2000 en MW.h)

Las ventas de energía durante el año 2000 efectuadas por cada una de las empresas de electricidad se resumen en el

Cuadro IC-5:

Cuadro IC-5: Ventas de Energía por Empresas


GeneradorasAguaytia 5 021 5 021 0,0%Atocongo 4 176 4 176 0,0%Cahua 192 660 192 660 1,2%Edegel 395 251 395 251 2,5%Eepsa 70 182 70 182 0,5%Egasa 51 767 51 767 0,3%Egemsa 505 505 0,0%Egenor 202 531 202 531 1,3%Electro Andes 1 116 598 1 116 598 7,2%Electroperú 850 745 850 745 5,5%Enersur 1 330 359 1 330 359 8,6%San Gaban 237 506 237 506 1,5%Shougesa 308 477 308 477 2,0%Sub-Total Generadoras 4 765 776 4 765 776 30,7%

DistribuidorasCoelvisa 20 688 20 688 0,1%Chavimochic (Distribución) 935 1 474 2 409 0,0%EdeCañete 6 819 45 418 52 237 0,3%Edelnor (Zonal Chancay) 32 265 146 437 178 702 1,2%Edelnor (Zonal Lima) 906 380 2 497 960 3 404 341 21,9%Electro Centro 126 976 296 273 423 249 2,7%Electro Nor Oeste 21 102 345 663 366 765 2,4%Electro Norte 168 248 485 248 653 1,6%Electro Norte Medio 186 791 556 276 743 066 4,8%Electro Oriente 5 636 161 196 166 832 1,1%Electro Pangoa 818 818 0,0%Electro Puno 19 959 85 746 105 705 0,7%Electro Sur 147 591 147 591 1,0%Electro Sur Este 8 285 178 224 186 509 1,2%Electro Sur Medio 78 930 281 456 360 387 2,3%Electro Tocache 2 273 2 273 0,0%Electro Ucayali 5 864 80 316 86 180 0,6%Emsemsa 4 393 4 393 0,0%Emseusa 3 935 3 935 0,0%Luz del Sur 600 615 2 946 229 3 546 845 22,8%Seal 354 024 350 525 704 549 4,5%Sersa 3 118 3 118 0,0%Sub-Total Distribuidoras 2 354 750 8 404 496 10 759 247 69,3%

Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%

EmpresaRegulado(MW.h)

Libre(MW.h)

Total(MW.h)

Partic.(%)

4.2.4 Por Nivel de Tensión (Año 2000 en MW.h )

En el año 2000, el 17,1% de las ventas de energía se registraron en Muy Alta Tensión, el 12% en Alta Tensión, el 31,4%

en Media Tensión y el 39,5% en Baja Tensión.

Cuadro IC-6: Ventas de Energía por Nivel de Tensión

4.2.5 Por Tipo de Uso (Año 2000 en MW.h)

Durante el año 2000 el mayor consumo de energía se registró en el sector industrial con el 55,6%, seguido del sector

residencial con 25,3% y finalmente el sector comercial con 15,6%. La energía destinada al servicio de alumbrado público

representa el 3,5% del total de ventas en el país.

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Muy Alta Tensión 2 662 094 2 662 094 17,1%

Alta Tensión 1 861 606 5 906 1 867 512 12,0%

Media Tensión 2 596 827 2 271 107 4 867 934 31,4%

Baja Tensión 6 127 484 6 127 484 39,5%

Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%

Nivel deTensión

Regulado(MW.h)

Libre(MW.h)

Total(MW.h)

Partic.(%)

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

Muy Alta Alta Media Baja Total Perú

GW

.h

Libre

Regulado

Cuadro IC-7: Ventas de Energía por Tipo de Uso

4.2.6 Por Departamento (Año 2000 en MW.h)

Los departamentos que concentran mayor consumo de energía eléctrica del país son: Lima (51,3%), Pasco (11,4%),

Moquegua (8,8%), Arequipa (4,9%) e Ica (4,1%).


Sistema Interconectado

Alumbrado Público 428 028 76 000 36 825 540 852 3,5%

Comercial 2 200 150 160 581 66 009 2 426 739 15,6%

Industrial 6 396 820 2 134 425 97 173 8 628 418 55,6%

Residencial 3 387 091 357 052 184 871 3 929 014 25,3%

Total Perú 12 412 089 2 728 057 384 877 15 525 023 100,0%

Tipo de Uso SISUR(MW.h)

SICN(MW.h)

Total(MW.h)

Aislado(MW.h)

Partic.(%)

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

Alumbrado Público Comercial Industrial Residencial Total Perú

GW

.h

SICN

SISUR

Aislado

Pasco

Ancash

Lambayeque

Lima

Cajamarca

Amazonas

San Martín

Madre de Dios

Cusco

Puno

MoqueguaTacna

Arequipa

ApurímacAyacucho

Ica

Huancavelica

La Libertad

Tumbes

Piura

Loreto

UcayaliHuánuco

Junín

Regulado

Libre

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Amazonas 35 540 35 540 0,2%

Ancash 511 894 193 405 705 299 4,5%

Apurimac 19 496 19 496 0,1%

Arequipa 405 921 350 525 756 446 4,9%

Ayacucho 35 025 35 025 0,2%

Cajamarca 80 909 40 451 121 361 0,8%

Cusco 246 166 146 144 392 310 2,5%

Huancavelica 12 952 12 952 0,1%

Huánuco 5 021 49 161 54 181 0,3%

Ica 338 679 299 433 638 113 4,1%

Junín 155 241 155 241 1,0%

La Libertad 935 327 815 328 750 2,1%

Lambayeque 168 212 957 213 125 1,4%

Lima 2 317 477 5 640 438 7 957 915 51,3%

Loreto 5 636 133 551 139 186 0,9%

Madre de Dios 12 584 12 584 0,1%

Moquegua 1 330 359 39 911 1 370 270 8,8%

Pasco 1 724 414 47 425 1 771 839 11,4%

Piura 127 125 306 979 434 104 2,8%

Puno 19 959 85 746 105 705 0,7%

San Martín 33 037 33 037 0,2%

Tacna 107 680 107 680 0,7%

Tumbes 38 685 38 685 0,2%

Ucayali 5 864 80 316 86 180 0,6%

Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%

DepartamentoRegulado(MW.h)

Libre(MW.h)

Total(MW.h)

Partic.(%)

Ventas de Energía Eléctrica por Departamento

Ven

tas

100%

= 1

5 52

5 G

W.h

69%

Dis

trib

uido

ra

31%

Gen

erad

ora

2% A

ISLA

DO

S

18%

SIS

UR

80%

SIC

N

51%

Lim

a

11%

Pas

co

9% M

oque

gua

5% A

requ

ipa

4% Ic

a

5% A

ncas

h

15%

Otr

os

22%

Ede

lnor

(Zon

al L

ima)

9% E

ners

ur

7% E

lect

ro A

ndes

5% E

lect

ro P

erú

5% S

eal

5% E

lect

ro N

orte

Med

io

3% E

lect

ro C

entr

o

22%

Luz

del

Sur

22%

Otr

os

54%

Reg

ulad

o

46%

Lib

re

4.2.

7 R

esum

en G

ráfic

o de

las V

enta

s a C

lient

es F

inal

es (

Año

200

0)

Por

Tip

o d

e Em

pre

sa

Por

Sist

ema

Inte

rco

nec

tad

o/A

isla

do

Por

Dep

arta

men

to

Por

Emp

resa

Por

Tip

o d

e M

erca

do

40%

Baj

a Te

nsió

n

12%

Alta

Ten

sión

17%

Muy

Alta

Ten

sión

31%

Med

ia T

ensi

ón

Por

Niv

el d

e Te

nsi

ón

3% A

lum

brad

o Pú

blic

o

16%

Com

erci

al

25%

Res

iden

cial

56%

Indu

stria

l

Por

Tip

o d

e U

so

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad

Facturación ( En US$) La facturación de energía eléctrica en los mercados libre y regulado correspondiente al año 2000 alcanzó S/. 3 381

Millones (US$ 1 112 Millones), lo que representa un aumento del 10,8% y 12,3% (en US$) respecto al año 1999 y 1998.

En el año 2000 la facturación en US$ por venta de energía en el mercado libre se incrementó en 12,7% y 19,8% respecto

a lo obtenido en 1999 y 1998, respectivamente. La facturación, en el mercado regulado aumentó en 9,9% y 8,9%

respecto a 1999 y 1998.

4.3.1 EVOLUCIÓN (1985 – 2000)

Cuadro IC-8: Evolución de la Facturación por Venta de Energía (Millones US$)

Facturación por Venta de Energía (Millones US$)

LibreMAT 18 18 14 7 16 21 28 33 34 35 36 46 112 117 136 149AT 15 14 14 8 10 26 21 23 22 29 37 42 53 72 76 86MT 38 38 37 19 22 54 61 63 67 83 97 98 109 120 118 136BT 1 1 1

Sub-Total 71 71 65 35 48 100 110 119 123 146 171 188 276 310 329 371Regulado

AT 1 1 1 1MT 24 25 37 14 15 30 28 32 57 81 95 107 116 107 113 133BT 150 157 130 92 83 219 239 306 304 457 555 600 623 573 561 607

Residencial 62 61 58 34 24 101 115 170 171 282 354 374 392 364 360 396No Residencial 88 96 72 58 59 118 124 136 133 175 201 226 231 209 201 211

Sub-Total 174 182 167 106 98 249 267 338 361 537 650 708 741 680 674 741Total 245 253 231 141 146 349 377 457 484 684 821 895 1 017 990 1 004 1 112

Nivel deTensión 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

1 200

1 000

800

600

400

200

0

Mil

es

US$

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

245 253 231

141 146

349 377457 484

684

821

895

1 017 990 1 004

1 112

4.3

4.3.2 POR SISTEMA INTERCONECTADO / AISLADO ( En Miles US$)

Del total de facturación por venta de energía al cliente final en el año 2000 (US$ 1 112 Millones), el 77,3% se

facturó en el Sistema Interconectado Centro Norte, el 18,3% en el Sistema Interconectado Sur y el 4,4% en los Sistemas

Aislados.

Cuadro IC-9: Facturación por Sistema Interconectado

4.3.3 POR EMPRESA (En Miles US$)

De los US$ 1 112 Millones facturados en el año 2000, el 21,9% correspondió a las empresas generadoras y el 78,1% a

las empresas distribuidoras.

En el cuadro IC-10 se muestra la facturación en cada empresa concesionaria y su participación respecto al total facturado

en el país.


800

700

600

500

400

300

200

100

0

SICN SISUR Aislados Total Perú

Mil

lon

es

US$

Libre

Regulado

Interconectado Centro Norte 234 881 624 444 859 326 77,3%

Interconectado Sur 132 816 70 397 203 213 18,3%

Aislados 3 456 45 971 49 428 4,4%

Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,0%

SistemaRegulado

(Miles US$)Libre

(Miles US$)Total

(Miles US$)Partic.

(%)

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


GeneradorasAguaytia 258 258 0,02%Atocongo 1 291 1 291 0,12%Cahua 6 140 6 140 0,55%Edegel 19 235 19 235 1,73%Eepsa 3 456 3 456 0,31%Egasa 3 348 3 348 0,30%Egemsa 23 23 0,00%Egenor 10 103 10 103 0,91%Electro Andes 46 990 46 990 4,23%Electroperú 28 537 28 537 2,57%Enersur 96 204 96 204 8,65%San Gaban 12 785 12 785 1,15%Shougesa 15 549 15 549 1,40%Sub-Total Generadoras 243 918 243 918 21,94%

DistribuidorasChavimochic (Distribución) 64 176 241 0,02%Coelvisa 1 247 1 247 0,11%EdeCañete 469 3 994 4 463 0,40%Edelnor (Zonal Chancay) 3 259 12 636 15 895 1,43%Edelnor (Zonal Lima) 44 940 208 439 253 379 22,79%Electro Centro 6 661 30 845 37 506 3,37%Electro Nor Oeste 1 094 28 830 29 925 2,69%Electro Norte 13 22 983 22 996 2,07%Electro Norte Medio 9 907 50 746 60 654 5,45%Electro Oriente 513 21 233 21 746 1,96%Electro Pangoa 106 106 0,01%Electro Puno 1 592 8 586 10 178 0,92%Electro Sur 13 367 13 367 1,20%Electro Sur Este 387 19 340 19 727 1,77%Electro Sur Medio 4 404 22 428 26 833 2,41%Electro Tocache 252 252 0,02%Electro Ucayali 550 9 558 10 109 0,91%Emsemsa 429 429 0,04%Emseusa 421 421 0,04%Luz del Sur 34 903 249 943 284 845 25,62%Seal 18 479 34 874 53 353 4,80%Sersa 378 378 0,03%Sub-Total Distribuidoras 127 236 740 813 868 048 78,06%

Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,00%

EmpresaRegulado

(Miles US$)Libre

(Miles US$)Total

(Miles US$)Partic.

(%)

Cuadro IC-10: Facturación por Empresa

4.3.4 POR NIVEL DE TENSIÓN (En Miles US$)

La composición del importe de la facturación total a clientes finales por niveles de tensión a nivel nacional durante el año

2000, muestra que el 13,4% corresponde a consumos en Muy Alta Tensión, el 7,8% en Alta Tensión, el 24,3% en Media

Tensión y el 54,6% en Baja Tensión.

Cuadro IC-11: Facturación por Nivel de Tensión


800

700

600

500

400

300

200

100

Muy Alta Alta Media Baja Total Perú

Mil

lon

es

US$

Libre

Regulado

Muy Alta Tensión 148 520 148 520 13,4%

Alta Tensión 86 250 357 86 607 7,8%

Media Tensión 136 384 133 443 269 827 24,3%

Baja Tensión 607 013 607 013 54,6%

Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,0%

Nivel deTensión

Regulado(Miles US$)

Libre(Miles US$)

Total(Miles US$)

Partic.(%)

4.3.5 POR TIPO DE USO (En Miles US$)

En el año 2000 la facturación en los sectores industrial, residencial, comercial y de alumbrado público representaron el

43,8%, 35,6%, 16,2% y el 4,4% respectivamente.

Cuadro IC-12: Facturación por Tipo de Uso (Millones US$)

4.3.6 POR DEPARTAMENTO (En Miles US$)

La composición de la facturación por departamento se muestra a continuación:

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


1 000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

Alumbrado P blico Comercial Industrial Residencial Total Per

Mil

lon

es

US$

SICN

SISUR

Aislado


Alumbrado Público 38 097 6 956 3 329 48 383 4,4%

Comercial 158 955 13 667 7 689 180 311 16,2%

Industrial 334 460 142 241 10 462 487 164 43,8%

Residencial 327 813 40 349 27 948 396 110 35,6%

Total Perú 859 326 203 213 49 428 1 111 967 100,0%

Tipo de Uso SISUR(Miles US$)

SICN(Miles US$)

Total(Miles US$)

Aislado(Miles US$)

Partic.(%)


Amazonas 4 027 4 027 0,4%

Ancash 25 351 17 884 43 235 3,9%

Apurimac 2 385 2 385 0,2%

Arequipa 21 832 34 874 56 706 5,1%

Ayacucho 3 810 3 810 0,3%

Cajamarca 4 235 4 280 8 515 0,8%

Cusco 13 189 14 945 28 134 2,5%

Huancavelica 1 431 1 431 0,1%

Huánuco 258 4 867 5 125 0,5%

Ica 17 577 23 567 41 145 3,7%

Junín 16 708 16 708 1,5%

La Libertad 64 29 255 29 320 2,6%

Lambayeque 13 18 881 18 894 1,7%

Lima 110 166 475 441 585 606 52,7%

Loreto 513 17 578 18 091 1,6%

Madre de Dios 2 010 2 010 0,2%

Moquegua 96 204 4 051 100 254 9,0%

Pasco 73 335 4 242 77 577 7,0%

Piura 6 274 25 186 31 459 2,8%

Puno 1 592 8 586 10 178 0,9%

San Martín 4 284 4 284 0,4%

Tacna 9 317 9 317 0,8%

Tumbes 3 645 3 645 0,3%

Ucayali 550 9 558 10 109 0,9%

Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,0%

DepartamentoRegulado

(Miles US$)Libre

(Miles US$)Total

(Miles US$)Partic.

(%)

Facturación por Venta de Energía en cada Departamento

Pasco

Ancash

Lambayeque

Lima

Cajamarca

Amazonas

San Martín

Madre de Dios

Cusco

Puno

MoqueguaTacna

Arequipa

Apurímac

Ayacucho

Ica

Huancavelica

La Libertad

Tumbes

Piura

Loreto

UcayaliHuánuco

Junín

Regulado

Libre

Fact

ura

ció

n10

0%=

US$

1 1

11 9

67 M

iles

22%

Gen

erad

ora

78%

Dis

trib

uido

ra

18%

SIS

UR

4% A

ISLA

DO

S

78%

SIC

N

9% M

oque

gua

7% P

asco

5% A

requ

ipa

16%

Otr

os

4% Ic

a

4% A

ncas

h

3% P

iura

52%

Lim

a

9% E

ners

ur

3% E

lect

ro C

entr

o

4% E

lect

ro A

ndes

23%

Ede

lnor

(Zon

al L

ima)

26%

Luz

del

Sur

5% S

eal

5% E

lect

ro N

orte

Med

io

25%

Otr

os

67%

Reg

ulad

o

33%

Lib

re

4.3.

7 R

esum

en G

ráfic

o de

la F

actu

raci

ón a

Clie

ntes

Fin

ales

(A

ño 2

000)

Por

Tip

o d

e Em

pre

sa

Por

Sist

ema

Inte

rco

nec

tad

o/A

isla

do

Por

Dep

arta

men

to

Por

Emp

resa

Por

Tip

o d

e M

erca

do

55%

Baj

a Te

nsió

n

13%

Muy

Alta

Ten

sión

8% A

lta T

ensi

ón

24%

Med

ia T

ensi

ón

Por

Niv

el d

e Te

nsi

ón

4% A

lum

brad

o Pú

blic

o

16%

Com

erci

al

36%

Res

iden

cial

44%

Indu

stria

l

Por

Tip

o d

e U

so


4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

Mil

es

de C

lien

tes

1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

1 440 1 538 1 6291 741 1 791

1 862 1 953 2 0052 105

2 3102 489

2 7782 959 3 052

3 217

3 359

Número de Clientes El número de clientes del año 2000 ha sido 3 358 633, lo que significa un incremento del 4,4% y 10% en relación a los

años 1999 y 1998, respectivamente.

4.4.1 EVOLUCIÓN (1985 – 2000)

Cuadro IC-13: Evolución del Número de Clientes para el Período 1985-1999

4.4.2 POR SISTEMA INTERCONECTADO / AISLADO (Diciembre 2000)

A diciembre del año 2000 el sistema interconectado centro norte atiende el 76,4% de los suministros del país, el sistema

interconectado sur el 15,7% y los Sistemas Aislados el 7,9%.

Número de Clientes

LibreMAT 6 6 7 8 7 11 10 10 9 8 7 8 11 17 14 17

AT 21 20 22 22 21 30 36 39 36 36 26 28 34 36 41 41

MT 120 126 127 129 143 148 218 241 146 148 151 146 153 157 170 173

BT 17 10 9 1 1

Total Libre 147 152 156 159 171 189 264 290 191 192 201 192 207 211 226 231

ReguladoAT 13 15 17 13 10 9

MT 763 841 928 1 001 1 326 1 551 1 598 1 804 2 891 3 290 3 742 4 306 4 851 5 368 5 774 6 259

BT 1 438 688 1 537 105 1 627 818 1 740 210 1 789 204 1 859 779 1 951 440 2 002 486 2 101 786 2 306 120 2 484 570 2 773 506 2 954 110 3 046 893 3 211 041 3 352 134

Residencial 1 301 411 1 396 022 1 481 329 1 585 074 1 632 734 1 703 794 1 791 000 1 835 134 1 871 025 2 074 562 2 251 337 2 518 347 2 701 472 2 790 670 2 948 706 3 102 658

No Residencial 137 277 141 083 146 489 155 136 156 470 155 985 160 440 167 352 230 761 231 558 233 233 255 159 252 647 256 223 262 332 249 476

Total Regulado 1 439 451 1 537 946 1 628 746 1 741 211 1 790 530 1 861 330 1 953 038 2 004 290 2 104 677 2 309 410 2 488 325 2 777 827 2 958 978 3 052 274 3 216 822 3 358 402

Total 1 439 598 1 538 098 1 628 902 1 741 370 1 790 701 1 861 519 1 953 302 2 004 580 2 104 868 2 309 602 2 488 526 2 778 019 2 959 185 3 052 485 3 217 048 3 358 633

Nivel deTensión 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

4.4

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Clientes Regulados

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

SICN SISUR Aislados Total

Mil

es

de C

lien

tes

250

200

150

100

50

0

SICN SISUR Aislados Total

Cli

en

tes

Lib

res

Interconectado Centro Norte 214 2 564 355 2 564 569 76,4%

Interconectado Sur 15 527 858 527 873 15,7%

Aislados 2 266 189 266 191 7,9%

Total Perú 231 3 358 402 3 358 633 100,0%

SistemaRegulado(Clientes)

Libre(Clientes)

Total(Clientes)

Partic.(%)

Cuadro IC-14: Número de Clientes por Sistema Interconectado

Clientes Libres


4.4.3 POR EMPRESA (Diciembre 2000)

A diciembre del año 2000 las empresas que atendieron más suministros fueron: Edelnor (Zonal Lima) con el 24,1%, Luz

del Sur con el 19,9%, Electro Norte Medio con el 9,7%, Electro Centro con el 8,5%, Seal con el 6,2%, Electro Nor Oeste

con el 5,7% y Electro Sur Este con el 5,5%.

Cuadro IC-15: Número de Clientes por Empresa

GeneradorasAguaytia 2 2 0,0%Atocongo 1 1 0,0%Cahua 2 2 0,0%Edegel 4 4 0,0%Eepsa 3 3 0,0%Egasa 1 1 0,0%Egemsa 1 1 0,0%Egenor 10 10 0,0%Electro Andes 14 14 0,0%Electroperú 6 6 0,0%Enersur 1 1 0,0%San Gaban 2 2 0,0%Shougesa 1 1 0,0%Total Generadoras 48 48 0,0%

DistribuidorasChavimochic (Distribución) 1 2 231 2 232 0,1%Coelvisa 173 173 0,0%EdeCañete 1 22 360 22 361 0,7%Edelnor (Zonal Chancay) 3 75 296 75 299 2,2%Edelnor (Zonal Lima) 76 810 394 810 470 24,1%Electro Centro 6 283 856 283 862 8,5%Electro Nor Oeste 2 191 231 191 233 5,7%Electro Norte 1 159 775 159 776 4,8%Electro Norte Medio 12 325 608 325 620 9,7%Electro Oriente 100 631 100 631 3,0%Electro Pangoa 841 841 0,0%Electro Puno 2 91 041 91 043 2,7%Electro Sur 81 433 81 433 2,4%Electro Sur Este 1 184 344 184 345 5,5%Electro Sur Medio 11 107 511 107 522 3,2%Electro Tocache 3 771 3 771 0,1%Electro Ucayali 30 311 30 311 0,9%Emsemsa 5 057 5 057 0,2%Emseusa 4 038 4 038 0,1%Luz del Sur 60 667 991 668 051 19,9%Seal 7 206 958 206 965 6,2%Sersa 3 551 3 551 0,1%Total Distribuidoras 183 3 358 402 3 358 585 100,0%

Total 231 3 358 402 3 358 633 100,0%

EmpresaRegulado(Clientes)

Libre(Clientes)

Total(Clientes)

Partic.(%)

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


4.4.4 POR NIVEL DE TENSIÓN (Diciembre 2000)

El detalle de atención por nivel de tensión muestra que el 99,8% de los clientes es alimentado en Baja Tensión y 0,2%

en el resto de las tensiones.

Cuadro IC-16: Número de Clientes por Nivel de Tensión

4.4.5 POR TIPO DE USO (Diciembre 2000)

A diciembre del año 2000 se registró mayor número de usuarios en el sector residencial con 92,4% de participación

respecto al total de suministros atendidos en el país, seguido por el sector comercial con 7,1%, el industrial 0,4% y el

alumbrado público con 0,2%.

Cuadro IC-17: Número de Clientes por Tipo de Uso

4.4.6 POR DEPARTAMENTO (Diciembre 2000)

El número de clientes por departamento a diciembre del año 2000 se muestra a continuación:

Muy Alta Tensión 17 17 0,0%

Alta Tensión 41 9 50 0,0%

Media Tensión 173 6 259 6 432 0,2%

Baja Tensión 3 352 134 3 352 134 99,8%

Total Perú 231 3 358 402 3 358 633 100,0%

Nivel deTensión

Regulado(Clientes)

Libre(Clientes)

Total(Clientes)

Partic.(%)


Alumbrado Público 4 268 1 702 403 6 373 0,2%

Comercial 190 020 30 832 16 408 237 260 7,1%

Industrial 10 197 1 357 788 12 342 0,4%

Residencial 2 360 084 493 982 248 592 3 102 658 92,4%

Total Perú 2 564 569 527 873 266 191 3 358 633 100,0%

Tipo de Uso SISUR(Clientes)

SICN(Clientes)

Total(Clientes)

Aislado(Clientes)

Partic.(%)


Amazonas 37 459 37 459 1,1%

Ancash 17 116 115 116 132 3,5%

Apurimac 41 130 41 130 1,2%

Arequipa 8 206 958 206 966 6,2%

Ayacucho 38 644 38 644 1,2%

Cajamarca 3 31 470 31 473 0,9%

Cusco 4 134 832 134 836 4,0%

Huancavelica 21 438 21 438 0,6%

Huánuco 2 37 964 37 966 1,1%

Ica 12 101 925 101 937 3,0%

Junín 156 456 156 456 4,7%

La Libertad 1 187 650 187 651 5,6%

Lambayeque 1 118 958 118 959 3,5%

Lima 144 1 581 098 1 581 242 47,1%

Loreto 80 006 80 006 2,4%

Madre de Dios 8 382 8 382 0,2%

Moquegua 1 26 769 26 770 0,8%

Pasco 30 35 954 35 984 1,1%

Piura 6 163 812 163 818 4,9%

Puno 2 91 041 91 043 2,7%

San Martín 27 947 27 947 0,8%

Tacna 54 664 54 664 1,6%

Tumbes 27 419 27 419 0,8%

Ucayali 30 311 30 311 0,9%

Total Perú 231 3 358 402 3 358 633 100,0%

DepartamentoRegulado(Clientes)

Libre(Clientes)

Total(Clientes)

Partic.%

Número de Clientes por Departamento

Pasco

Ancash

Lambayeque

Lima

Cajamarca

Amazonas

San Martín

Madre de Dios

Cusco

Puno

MoqueguaTacna

Arequipa

Apurímac

Ayacucho

Ica

Huancavelica

La Libertad

Tumbes

Piura

Loreto

UcayaliHuánuco

Junín

Clie

nte

s10

0%=

3 3

58 6

33

8% A

ISLA

DO

S

16%

SIS

UR

76%

SIC

N

6% A

requ

ipa

5% P

iura

4% L

amba

yequ

e

21%

Otr

os

3% A

ncas

h

4% C

usco

5% J

unín

6% L

a Li

bert

ad

46%

Lim

a

3% S

eal

3% E

lect

ro N

or O

este

3% E

lect

ro S

ur E

ste

3% E

lect

ro N

orte

11%

Luz

del

Sur

5% E

lect

ro N

orte

Med

io

5% E

lect

ro C

entr

o

13%

Ede

lnor

(Zon

al L

ima)

54%

Otr

os

0,2%

Alu

mbr

ado

Públ

ico

0,4%

Indu

stria

l

7,1%

Com

erci

al

92,4

% R

esid

enci

al

4.1.

7 R

esum

en G

ráfic

o de

l Núm

ero

de C

lient

es a

Dic

iem

bre

(Año

200

0)

Por

Sist

ema

Inte

rco

nec

tad

o/A

isla

do

Por

Dep

arta

men

toPo

r Em

pre

sa

Por

el T

ipo

de

Uso


Ratios Comerciales4.5.1 CONSUMO PROMEDIO EN EL SECTOR RESIDENCIAL (1985 - 2000)

En el siguiente gráfico se muestra la evolución del consumo promedio mensual (en kW.h) en el sector residencial.

Cuadro IC-17: Evolución del Consumo Promedio Residencial

4.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN

Las pérdidas de energía del año 2000 representaron el 10,7% de la energía ingresada a los sistemas de distribución. Esta

cifra representa una disminución de 0,8 y 1,7 puntos porcentuales en los niveles de pérdidas registradas en los años 1999

y 1998, respectivamente.

Pérdidas de Energía en los Sistemas de Distribución Perú: 1997 - 2000

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

kW

.h /

usu

ari

o

1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

141151

153

147 148 146133 136

128117

105 104109 106 108

18%

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%

Po

rcen

taje

1997 1998 1999 2000

14,6%

12,4% 11,5%

10,3%

4.5

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Cuadro IC-18: Porcentaje de Pérdidas en las Empresas de Distribución

Porcentaje de Pérdidas en Distribución (%)

Electro Tocache 38,8%Emsemsa 30,0%Chavimochic (Distribución) 23,6%Seal 22,8%Electro Oriente 17,7%Sersa 17,3%Emseusa 15,1%Electro Puno 14,7%Electro Sur Este 14,4%Electro Norte 14,0%Electro Norte Medio 12,7%Electro Ucayali 12,1%Electro Sur 11,8%Electro Nor Oeste 10,9%Electro Sur Medio 10,8%Edelnor 9,3%EdeCañete 8,9%Electro Centro 8,4%Luz del Sur 8,2%Edelnor (Zonal Chancay) 7,9%Coelvisa 5,3%Perú 10,3%

Empresas Distribuidoras Porcentajes

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Po

rcen

taje

Ele

ctro

Toc

ache

Em

sem

sa

Cha

vim

ochi

c (D

istr

ibuc

ión)

Seal

Ele

ctro

Ori

ente

Sers

a

Em

seus

a

Ele

ctro

Pun

o

Ele

ctro

Sur

Est

e

Ele

ctro

Nor

te

Ele

ctro

Nor

te M

edio

Ele

ctro

Uca

yali

Ele

ctro

Sur

Ele

ctro

Nor

Oes

te

Ele

ctro

Sur

Med

io

Ede

lnor

Ede

Cañ

ete

Ele

ctro

Cen

tro

Luz

del S

ur

Ede

lnor

(Z

onal

Cha

ncay

)

Coe

lvis

a

Per

ú


Evol

ució

n A

nual

de

las P

érdi

das e

n lo

s Sis

tem

as d

e D

istr

ibuc

ión

(Per

iodo

199

3-20

00)

Pérd

idas

Est

ánd

arPé

rdid

as R

eco

no

cid

asPé

rdid

as R

eale

s

Edel

no

r (L

ima

Met

r.)

0%5%10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

sur

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Luz

del

Su

r

0%5%

10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Edec

añet

e

0%5%10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Edel

no

r (Z

on

al C

han

cay)

0%5%10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

Uca

yali

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Seal

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

Su

r Es

te

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Hid

ran

din

a

0%5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

no

rte

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

no

roes

te

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

Ori

ente

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Sers

a (R

ioja

)

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

7,9

%7

,6%

7,5

%7

,4%

7,3

%7

,3%

7,3

%7

,1%

9,0

%8

,7%

8,5

%8

,4%

7,7

%4

,8%

4,3

%3

,6%

10

,3%

11

,5%

12

,4%

14

,6%

17

,1%

21

,9%

20

,6%

19

,7%

0%5%10%

15%

20%

25%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

Su

r M

edio

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

cen

tro

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Elec

tro

Pu

no

0%5%10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Tota

l Per

ú(1

993-

2000

)

4.5.3 NÚMERO DE TRABAJADORES

El número total de trabajadores a diciembre del año 2000 fue 4 844, lo que representa una disminución de 4,6% y 14,0%

respecto a diciembre de 1999 y 1998.

Número de Trabajadores (Años: 1998 - 2000)

La evolución por empresa es la siguiente:

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


6 500

5 500

4 500

3 500

2 500

1 500

500

Trab

aja

do

res

1998 1999 2000

5 635

5 0804 844

Cuadro IC-19: Número de Trabajadores por Empresa (Años 1998-2000)

4.5.4 NÚMERO DE CLIENTES POR TRABAJADOR EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

El número de clientes por trabajador en las concesionarias de distribución en el año 2000 fue de 1 151, lo que representa

un aumento de 44,1% y de 13,4% en relación al año 1998 y 1999, respectivamente. Este aumento significativo se debe

al incremento del número de usuarios en las empresas de electricidad.


Variación (%)Trabajadores

Aguaytía Energy 10 10 28 180,0 180,0Atocongo 9 11 11 22,2 0,0Cahua 56 41 41 -26,8 0,0Cementos Norte Pacasmayo 19 19 - 0,0Edegel 237 180 167 -29,5 -7,2Eepsa 47 47 41 -12,8 -12,8Egasa 124 131 122 -1,6 -6,9Egemsa 59 63 47 -20,3 -25,4Egenor 237 240 208 -12,2 -13,3Egesur 66 69 78 18,2 13,0Electro Andes 142 140 140 -1,4 0,0Electroperú 263 254 255 -3,0 0,4Enersur 128 139 137 7,0 -1,4Etevensa 49 49 33 -32,7 -32,7Pariac 8 8 - 0,0Proyecto Especial Chavimochic 21 19 19 -9,5 0,0San Gaban 5 78 - 1 460,0Shougesa 34 32 40 17,6 25,0Sindicato Energético 18 18 - 0,0Albaco 12 -100,0 -Coelvisa 13 20 18 38,5 -10,0Chavimochic Distribución 7 7 - 0,0EdeCañete 19 19 19 0,0 0,0Edelnor (Zonal Chancay) 45 48 40 -11,1 -16,7Edelnor (Zonal Lima) 710 702 540 -23,9 -23,1Electro Centro 402 231 258 -35,8 11,7Electro Nor Oeste 247 191 163 -34,0 -14,7Electro Norte 352 182 183 -48,0 0,5Electro Norte Medio 354 147 154 -56,5 4,8Electro Oriente 171 131 78 -54,4 -40,5Electro Pangoa 4 4 4 0,0 0,0Electro Puno 67 78 - 16,4Electro Sur 107 95 88 -17,8 -7,4Electro Sur Este 272 202 199 -26,8 -1,5Electro Sur Medio 222 225 265 19,4 17,8Electro Tocache 8 8 - 0,0Electro Ucayali 30 32 28 -6,7 -12,5Emsemsa 13 13 13 0,0 0,0Emseusa 9 10 - 11,1Luz del Sur 644 649 584 -9,3 -10,0Seal 197 183 177 -10,2 -3,3Sersa 6 4 4 -33,3 0,0Etecen 249 323 323 29,7 0,0Etesur 84 113 113 34,5 0,0

Total Perú 5 635 5 080 4 844 -14,0 -4,6

Empresa1998 1999 2000 00/9900/98

Cuadro IC-20: Número de Clientes por Trabajador (Año 2000)

Evolución del Número de Clientes por trabajador de las Empresas de Distribución Eléctrica (Años:1998-2000)

Si tuac ión

Comerc ia l :

Elec t r i c idad


Variación (%)AñosEmpresa Distribuidora

1998 1999 2000 00/9900/98

EdeCañete 1 169 1 152 1 177 0,7 2,1Edelnor (Zonal Chancay) 1 568 1 524 1 882 20,1 23,5Edelnor (Zonal Lima) 1 073 1 125 1 501 39,9 33,4Electro Centro 621 1 167 1 100 77,2 -5,7Electro Nor Oeste 655 948 1 173 79,1 23,8Electro Norte 402 812 873 117,2 7,5Electro Norte Medio 808 2 067 873 161,7 2,3Electro Oriente 534 736 1 290 141,6 75,4Electro Pangoa 185 202 210 13,6 4,1Electro Puno 1 149 1 167 1,6Electro Sur 712 829 925 30,0 11,7Electro Sur Este 829 849 926 11,7 9,1Electro Sur Medio 427 458 406 -5,0 -11,4Electro Tocache 208 471 - 126,8Electro Ucayali 808 855 1 083 34,0 26,7Emsemsa 337 379 389 15,4 2,8Emseusa 421 404 - -4,1Luz del Sur 1 000 1 012 1 144 14,4 13,1Seal978 1 108 1 169 19,6 5,5Sersa 555 858 888 60 3,5Coelvisa 10 8 10 -4,0 20,1Chavimochic (Distribución) 229 319 - 39,1Albaco 139 -100Perú* 799 1 015 1 151 44,1 13,4

2500

2000

1500

1000

500

0

Cli

en

tes/

Trab

aja

do

res

Seal

Ele

ctro

Pan

goa

Em

seus

a

Ele

ctro

Nor

te M

edio

Ele

ctro

Uca

yali

Ele

ctro

Sur

Ele

ctro

Nor

Oes

te

Ele

ctro

Sur

Med

io

Ede

Cañ

ete

Ede

lnor

(Z

onal

Cha

ncay

)

Coe

lvis

a

Alb

aco

1998

1999

2000

4.5.5 MW INSTALADOS POR TRABAJADOR EN LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN ELECTRICA

El indicador de los MW instalados por trabajador en las empresas de generación eléctrica para el año 2000 es de 3,3

MW/Trabajador.

Cuadro IC-21: MW Instalados por Trabajador

MW Instalados por Trabajador - Empresas Generadoras (Año 2000)


Año 2000Empresa

Potencia Instalada (MW)

Aguaytia Energy 157 28 5,6Atocongo 28 11 2,5Cahua 42 41 1,0Cementos Norte Pacasmayo 64 19 3,4Edegel 1 018 167 6,1Eepsa 159 41 3,9Egasa 324 122 2,7Egemsa 16 47 0,3Egenor 544 208 2,6Egesur 62 78 0,8Electro Andes 184 140 1,3Electroperú 1 043 255 4,1Enersur 393 137 2,9Etevensa 549 33 16,6Pariac 5 8 0,6Proyecto Especial Chavimochic 8 19 0,4San Gaban 126 78 1,6Sindicato Energetico 13 18 0,7Total 4 733 1 450 3,3

Trabajadores MW/Trabajador

18

16

14

12

10

8

6

4

2

MW

/Tra

baja

do

r

Ete

vens

a

Ede

gel

Agu

ata

Ene

rgy

Ele

ctro

per

Eep

sa

Cem

ento

s Nor

te P

acas

may

o

Ene

rsur

Ega

sa

Ege

nor

Ato

cong

o

San

Gab

n

Ele

ctro

And

es

Cah

ua

Ege

sur

Sind

icat

o E

nerg

tico

Par

iac

Pro

yect

o E

spec

ial C

havi

moc

hic

Ege

msa

Tot

al

Situación

Económica y

Financiera de las

Empresas de

Servicio Público de

Electricidad

V


Entorno Económico y FinancieroEl año 2000 cerró con un crecimiento de 3,6% a pesar de los problemas políticos y el deterioro del contexto internacional

que se presentaron durante el segundo semestre. Los sectores con la mayor expansión en el año fueron Pesca (8,1%),

Manufactura (6,5%) y Agropecuario (6,4%). Por su parte, el único sector que decreció fue Construcción (-4.5%), que

continúa la tendencia mostrada en el año anterior.

Por tipo de gasto, la inversión disminuyó respecto a 1999, en relación al porcentaje que representa del PBI (de 21,5% a

20,1%), lo cual fue consecuencia de la fuerte desaceleración de la inversión privada en el último trimestre del año, sobre

todo, de la importante contracción de la inversión pública experimentada en el segundo semestre del año.

Por su parte, la inflación registrada en el año 2000 fue 3,7%, cifra similar a la registrada en 1999, manteniendo una

relativa estabilidad en su evolución mensual. Los precios al por mayor registraron un alza de 3,8%, ligeramente superior

a la inflación. El tipo de cambio cerró en 3,52 S/./US$, lo que representa una devaluación anual de sólo 1%, debido a la

baja demanda y a una pobre recuperación de las importaciones.

A pesar del fuerte recorte de la inversión pública, el déficit económico del sector público no financiero del año 2000 llegó

a representar 3,2% del PBI, lo que se debió al menor dinamismo de la recaudación tributaria propio de un contexto

recesivo. Este nivel de déficit a niveles superiores al 3% anual ha puesto en peligro la sostenibilidad fiscal, de esta manera,

el financiamiento del déficit se constituye en la principal amenaza para la estabilidad macroeconómica futura.

Sin embargo, el estancamiento productivo ha ayudado a solucionar algunos problemas. En efecto, la desaceleración de

las importaciones a causa del menor dinamismo de la economía ha ayudado a reducir el déficit en cuenta corriente de la

balanza de pagos (que pasó de 3,7% del PBI en 1999 a 3,0% en el 2000), a lo cual también ha contribuido el sostenido

crecimiento de las exportaciones, en especial las textiles y las pesqueras tradicionales, y la reducción en las tasas de interés

internacionales.

En cuanto a los capitales procedentes del exterior, se apreció una significativa disminución de los destinados al sector

privado, los cuales disminuyeron de US$ 2 399 millones en 1999 a US$ 1 199, mientras que se produjo una salida de

capitales de corto plazo por US$ 368 millones. De esta manera, las reservas internacionales netas cayeron en US$ 190

millones.

En cuanto al mercado de valores el índice general de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL) reportó una disminución de

34,2%, mientras que el índice selectivo (ISBVL) se redujo en 27,3% durante el año 2000. Este comportamiento se debió

al elevado riesgo político nacional y al comportamiento negativo de los indicadores bursátiles Dow Jones y Nasdaq.

Asimismo, se apreció una reducción del volumen negociado en la BVL de 23%, consecuencia del contexto adverso.

A modo de conclusión, se puede decir que el año 2000 cerró con una alta tasa de crecimiento debido a la recuperación

mostrada en cuanto al fenómeno del Niño. Aunque el menor ritmo de actividad económica ayudó a reducir el déficit en

cuenta corriente de la balanza de pagos y a mantener la inflación bajo control, el problema fiscal se mantuvo como el

más importante de la economía peruana.

5.1

Si tuac ión Económica y Financiera

de la s Empre sa s de Ser vic io

Públ i co de Elec t r i c idad


Panorama del Sector EléctricoEn el mes de octubre del año 2000 se puso en operación comercial la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, que

permite la conformación del Sistema Interconectado Nacional (SINAC). Para la determinación de los costos marginales del

SINAC, la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) presentó el modelo PERSEO, ante la imposibilidad de extender y usar los

modelos existentes. Debido a este evento, mediante Resolución N° 015-2000 P/CTE la Comisión de Tarifas de Energía fijó

el Peaje Unitario por Conexión aplicable al SINAC.

Por otro lado, mediante Ley N° 27332 publicada el 29/07/2000 “Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión

Privada en los Servicios Públicos” se estableció el ámbito de aplicación y las funciones que desempeñarán los Organismos

Reguladores. Asimismo, crea un Tribunal de Solución de Controversias apara atender conflictos entre entidades o usuarios

bajo el ámbito de OSINERG. Por otro lado, en su tercera disposición transitoria establece la integración de la CTE y el

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) como un solo Organismo Regulador, a más tardar el

31/12/2000.

El día 18 de setiembre del año 2000, el MEM publicó el Decreto Supremo N° 017-2000-EM en el que se norman, entre

otros temas, la comercialización de electricidad en un régimen de libertad de precios, la restricción de existencia de

clientes libres a sistemas eléctricos donde exista un COES y da mayor flexibilidad al MEM para definir el Límite de Potencia

para ser considerado como Cliente Libre. Asimismo, se asigna a la CTE las funciones de regulación de la transmisión

secundaria así como la determinación de las compensaciones, la regulación del costo de la acometida, equipo de medición

y protección así como los costos de mantenimiento y reposición y la de dirimencia técnica (capacidad) al OSINERG en casos

de discrepancia entre el cliente y el concesionario por el uso de la transmisión secundaria. Además se conforma el nuevo

COES, considerando la integración de los sistemas eléctricos SICN y SISUR en el SINAC.

En este sentido, el mes de setiembre la CTE estableció los montos máximos de conexión a la red de distribución eléctrica,

en virtud a lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 017-2000-EM. El mencionado decreto modifica el artículo 22° del

Reglamento de la Ley de Concesiones y establece que la CTE deberá fijar, revisar y modificar los montos que deberán pagar

los usuarios del servicio público de electricidad por el costo de acometida, equipo de medición y protección y su respectiva

caja y el monto mensual que cubre su mantenimiento y permite su reposición en un plazo de 30 años.

En cuanto a la situación estadística del año 2000, la generación de energía alcanzó los 18 238 GW.h, que comparada con

la generación de 1999 representa un incremento del 5,0%. Del total de la generación el 86,0% (15 692 GW.h)

corresponde a generación hidráulica y el 14,0% (2 546 GW.h) a generación térmica.

Las ventas de energía a los clientes finales del mercado eléctrico (libre y regulado) fueron de 15 525 GW.h. El incremento

del total de las ventas de energía respecto al año 1999 fue de 6,0%. El mercado regulado registró ventas por 8 404 GW.h,

las que con relación al año 1999 representa un incremento de 4,3%. El mercado libre registró ventas por 7 121 GW.h,

las que con relación al año 1999 representa un incremento de 8,0%.

La facturación por las ventas de energía a los clientes finales del mercado eléctrico (libre y regulado) fue de US$ 1 112

millones (S/. 3 881 millones). La variación de la facturación en US$ con respecto al año 1999 fue de 12,7%.

El número de clientes a diciembre de 2000 fue 3 358 633, lo que significó un incremento de 4,4% con respecto al año 1999.

5.2


Análisis FinancieroEl análisis financiero se realiza en función a las cuentas más relevantes del Balance General, Estado de Ganancias y

Pérdidas, Estado de Flujos de Efectivo, así como, en función a ratios financieros con respecto a 1999 según corresponda.

Para el análisis de los resultados consolidados por actividad y por sistema se asume que cada conjunto -Distribuidoras,

Generadoras, Transmisoras, SICN, SISUR o Sistemas Aislados- funciona como una empresa.

5.3.1 BALANCE GENERAL

Los estados financieros correspondientes al 31 de diciembre del año 2000 presentan una disminución en el nivel de los

activos de un 1,4% en comparación a los registrados en diciembre de 1999, alcanzando la cifra de S/. 25 375 millones,

debido principalmente a la transferencia de las acciones del Estado en poder de Electroperú al FONAFE (Fondo Nacional

de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado), de S/. 2 300 millones aproximadamente, y a la disminución del

activo corriente en 12,2%. Los activos están constituidos en su mayor parte por activos fijos (S/. 21 384 millones que

representa el 84% del total del activo) cuya inversión en activos esta orientada en su mayoría al mediano y largo plazo.

Con relación a las fuentes de financiamiento, se observa que las empresas todavía mantienen un bajo financiamiento

externo, el cual se ubica en S/. 9 251 millones, equivalente al 36% del total del pasivo y del patrimonio. El patrimonio de

las empresas del sector se ubicó en S/. 16 124 millones, reduciéndose en 14% con respecto al año 1999, siendo

equivalente al 64% del total del pasivo y patrimonio.

Activo Total Sector

Activo Corriente 11% S/. 2 800 millones

Activo no Corriente 89% S/. 22 575 millones

5.3

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000

(Cifras Ajustadas)

(En Miles de Nuevos Soles)





Aguaytía 50 999 517 140 118 681 243 234 206 224Cahua 25 338 219 198 36 230 126 786 81 520Chavimochic 321 85 930 0 0 86 251CNP Energía 18 921 129 470 22 474 93 602 32 316Edegel 121 152 4 128 258 412 689 964 767 2 871 955Eepsa 104 815 197 660 31 750 62 001 208 724Egasa 100 610 845 957 43 402 60 322 842 843Egecen 42 946 201 308 27 783 139 248 77 224Egemsa 116 055 424 091 23 127 3 867 513 153Egenor 242 949 1 289 168 115 586 181 778 1 234 753Egepsa 140 3 448 113 2 492 983Egesur 16 413 192 389 5 330 18 959 184 513Electroandes 11 842 16 715 10 675 0 17 882Electroperu 341 866 3 725 967 328 227 1 725 573 2 014 033Enersur 201 393 664 682 490 524 29 397 346 154Etevensa 38 101 609 985 49 670 210 764 387 651San Gabán 238 733 616 071 90 909 449 673 314 222Shougesa 42 585 53 876 19 720 14 596 62 145Sinersa 8 484 50 789 4 969 42 713 11 591

Generación 1 723 661 13 972 105 1 831 859 4 369 771 9 494 136Etecen 117 550 1 200 803 77 031 213 922 1 027 400Etesur 29 465 281 721 7 232 19 740 284 214Redesur 29 067 239 358 184 010 37 84 379Transmantaro 24 704 577 279 380 843 10 530 210 610

Transmisión 200 786 2 299 162 649 115 244 229 1 606 604Coelvisa 3 662 9 620 3 529 5 510 4 244Edecañete 6 228 29 455 1 817 3 241 30 625Edelnor 235 379 1 922 233 532 831 266 511 1 358 271Electro Oriente 46 837 377 591 11 807 132 008 280 614Electro Puno 12 894 225 932 9 187 6 425 223 214Electro Sur Este 32 023 300 450 21 276 4 285 306 912Electro Sur Medio 53 803 166 747 22 886 20 967 176 697Electro Tocache 268 322 435 388 -233Electro Ucayali 9 511 114 881 2 804 28 121 561Electrocentro 62 606 522 080 19 010 44 611 521 064Electronoroeste 33 464 299 506 51 682 32 888 248 399Electronorte 26 633 179 405 46 417 5 828 153 792Electro Norte Medio 63 485 593 159 58 383 26 546 571 715Electrosur 13 317 105 018 5 779 3 428 109 129Emsemsa 1 111 169 1 008 3 269Luz del Sur 227 474 1 282 319 323 884 428 524 757 385Seal 46 803 174 363 26 904 35 217 159 045Sersa 232 157 2 139 248

Distribución 875 731 6 303 408 1 139 642 1 016 545 5 022 953SICN 1 906 684 18 008 564 2 698 210 4 864 528 12 352 510SISUR 836 773 4 070 033 907 679 631 350 3 367 777Sistemas Aislados 56 721 496 077 14 726 134 667 403 405

Total 2 800 178 22 574 675 3 620 615 5 630 545 16 123 693

ActivoCorriente

ActivoNo Corriente

PasivoCorriente

PatrimonioNeto

PasivoNo Corriente


Pasivo y Patrimonio Total Sector

Pasivo Corriente 14% S/. 3 621 millones

Pasivo no Corriente 22% S/. 5 631 millones

Patrimonio Neto 64% S/. 16 124 millones

POR ACTIVIDAD

Las empresas generadoras concentran el mayor nivel de los activos totales de las empresas del sector eléctrico con S/. 15

696 millones, lo que significó una reducción de 8% con respecto a 1999. Los activos se concentran en inversión de activos

fijos, siendo Edegel y Electroperú las empresas con más participación en ese rubro (29% y 28% respectivamente respecto

al total de activo fijo dentro de las empresas generadoras, y respecto al total, alrededor del 17% para cada una). Por otro

lado, las empresas transmisoras tienen un nivel de activos de S/. 2 500 millones, que implica un incremento de 31%

respecto a diciembre de 1999, mientras que las empresas distribuidoras alcanzaron los S/. 7 179 millones de activos

totales, registrando un incremento de 6%.

Asimismo, se observa un aumento en el pasivo de las empresas generadoras de 26%, alcanzando el nivel de S/. 6 202

millones. Las empresas transmisoras registraron un elevado incremento de su nivel de pasivos, que alcanzó la cifra de S/.

893 millones, y finalmente las empresas distribuidoras registraron un incremento en el nivel de pasivos de 16%, que

equivale a S/. 2 156 millones a diciembre del año 2000.

ActivoActivo Corriente 1 724 201 876 2 800Activo no Corriente 13 972 2 299 6 303 22 575

Activo Fijo 13 122 2 212 6 050 21 384Otros Activos no Corrientes 850 87 253 1 191

Total Activo 15 696 2 500 7 179 25 375Pasivo y Patrimonio

Pasivo 6 202 893 2 156 9 251Pasivo Corriente 1 832 649 1 140 3 621Pasivo no Corriente 4 370 244 1 017 5 631

Patrimonio Neto 9 494 1 607 5 023 16 124Total Pasivo y Patrimonio 15 696 2 500 7 179 25 375

TransmisiónGeneración Distribución Total

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD


(Cifras Ajustadas)

(En Millones de Nuevos Soles)





Activo Fijo por Actividad

Transmisión 10% S/. 2 212 millones

Distribución 28% S/. 6 050 millones

Generación 62% S/. 13 122 millones

POR SISTEMA

El SICN concentra un 79% del total de activos, con S/. 19 915 millones a diciembre del año 2000. Por otro lado se observa

que las participaciones en el total de activos del SISUR y de los sistemas aislados son de 19% (S/. 4 907 millones) y 2%

(S/. 553 millones) respectivamente. En el caso del pasivo el SICN continuó concentrando su participación en un 82% (S/.

7 563 millones), mientras que el SISUR asciende a S/. 1 539 millones lo que sólo representa el 16% del total de pasivos,

y finalmente, los Sistemas Aislados tiene una participación del 2% en el total de activos, con la suma de S/. 149 millones.

ActivoActivo Corriente 1 907 837 57 2 800Activo no Corriente 18 009 4 070 496 22 575

Activo Fijo 17 097 3 794 492 21 384Otros Activos no Corrientes 911 276 4 1 191

Total Activo 19 915 4 907 553 25 375Pasivo y Patrimonio

Pasivo 7 563 1 539 149 9 251Pasivo Corriente 2 698 908 15 3 621Pasivo no Corriente 4 865 631 135 5 631

Patrimonio Neto 12 353 3 368 403 16 124Total Pasivo y Patrimonio 19 915 4 907 553 25 375

SistemaInterconectado

Sur

SistemaInterconectadoCentro Norte

SistemasAislados

Total

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMA


(Cifras Ajustadas)



Activo Fijo por Sistema

Aislados 2% S/. 492 millones

SISUR 18% S/. 3 794 millones

SICN 80% S/. 17 097 millones

5.3.2 ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS

Con relación al Estado de Ganancias y Pérdidas, a nivel del sector los ingresos totales alcanzaron la suma de S/. 6 598

millones. Los gastos de las empresas ascendieron a S/. 4 971 millones. Esto originó una utilidad operativa de S/. 1 627

millones y neta de S/. 933 millones.

POR ACTIVIDAD

Respecto al estado de Ganancias y Pérdidas; durante el año 2000 se aprecia un aumento de los ingresos de las empresas

generadoras, que fueron de S/. 3 039 millones, mientras que los gastos fueron S/. 1 961 millones. De esta forma sus

utilidades operativas se ubican en S/. 1 078 millones, siendo los resultados netos S/. 605 millones.

De otro lado, en las empresas transmisoras se observa un crecimiento de los ingresos los cuales registraron la suma de S/.

288 millones, lo cual les permitió incrementar su nivel de utilidades operativas que alcanzaron la cifra de S/. 106 millones.

Las empresas distribuidoras también registraron incremento en los ingresos y gastos con relación al cierre de 1999

(ingresos año 2000 S/. 3 271 millones, gastos año 2000 S/. 2 828 millones). De esta manera la empresas distribuidoras

registraron utilidades operativas por S/. 443 millones y utilidades netas por S/. 252 millones.





Ingresos 3 039 288 3 271 6 598Gastos 1 961 182 2 828 4 971

Combustibles y Lubricantes 235 0 72 307Compra de energía 609 0 1 830 2 439Cargas de personal 143 24 191 359Servicios de terceros 292 36 287 615Provisiones del ejercicio 485 100 322 908Otros Gastos 197 22 125 343

Utilidad (Pérdida) de Operación 1 078 106 443 1 627Ingresos (Gastos) no Operativos (473) (30) (191) (694)Utilidad (Pérdida) Neta 605 76 252 933

Generación Interna de Recursos 1 563 206 766 2 535


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR ACTIVIDAD


(Cifras Ajustadas)


POR SISTEMA

Del análisis del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistemas se observa que el SICN reportó ingresos por S/. 5 345

millones, mientras que el SISUR registró S/. 1 123 millones y los sistemas aislados registraron ingresos por S/. 130 millones.

Los costos del SICN ascienden a S/. 3 892 millones, el SISUR registró gastos por S/. 945 millones y los Sistemas Aislados

alcanzaron los S/. 135 millones.

Respecto a las utilidades operativas, el SICN registra las mayores utilidades alcanzando la cifra de S/. 1 454 millones,

mientras que el SISUR obtuvo S/. 178 millones y los Sistemas Aislados obtuvieron pérdidas por el monto de S/. 4 millones.

Finalmente, las mayores utilidades netas corresponden al SICN (S/. 898 millones), mientras que el SISUR y los Sistemas

Aislados S/. 116 millones y un saldo negativo de S/. 81 millones, respectivamente.

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

Mil

lon

es

de N

uevo

s So

les

Generación Transmisión Distribución

Ingresos

Gastos

Utilidad (Pérdida) de Operación

Utilidad (Pérdida) Neta

Generación Interna de Recursos


Ingresos 5 345 1 123 130 6 598Gastos 3 892 945 135 4 971

Combustibles y Lubricantes 70 182 55 307Compra de energía 2 110 327 1 2 439Cargas de personal 267 76 16 359Servicios de terceros 497 99 18 615Provisiones del ejercicio 717 165 25 908Otros Gastos 230 94 19 343

Utilidad (Pérdida) de Operación 1 454 178 (4) 1 627Ingresos (Gastos) no Operativos (556) (62) (76) (694)Utilidad (Pérdida) Neta 898 116 (81) 933

Generación Interna de Recursos 2 170 344 21 2 535

SISURSICN Aislados Total

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR SISTEMA


(Cifras Ajustadas)


6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

-1 000

Mil

lon

es

de N

uevo

s So

les

SICN SISUR Aislados

Ingresos

Gastos

Utilidad (Pérdida) de Operación

Utilidad (Pérdida) Neta






RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS


(Cifras Ajustadas)

(En Miles de Nuevos Soles)

Aguaytía 92 009 58 554 33 455 33 673 (38 387)Cahua 49 248 31 155 18 094 27 078 1 205Chavimochic 2 742 6 558 (3 817) 493 (3 668)CNP Energía 30 193 20 122 10 070 14 366 5 892Edegel 493 538 176 791 316 747 406 068 211 066Eepsa 118 371 120 148 (1 777) 8 194 623Egasa 180 178 104 996 75 182 113 603 47 976Egecen 86 230 67 148 19 083 19 085 13 550Egemsa 39 294 64 144 (24 850) (17 680) (25 851)Egenor 224 842 142 047 82 795 148 765 (4 245)Egepsa 372 416 (44) 131 37Egesur 40 959 37 371 3 588 13 360 1 454Electroandes 94 187 77 266 16 920 16 920 10 045Electroperu 922 725 561 325 361 400 516 420 279 984Enersur 372 547 306 135 66 412 112 728 53 488Etevensa 121 180 81 799 39 381 72 489 16 365San Gabán 92 087 40 225 51 862 54 872 30 876Shougesa 69 103 59 339 9 764 16 297 4 297Sinersa 9 245 5 424 3 821 6 056 (65)

Generación 3 039 049 1 960 963 1 078 086 1 562 919 604 641Etecen 231 046 132 585 98 461 180 606 68 068Etesur 30 187 28 016 2 171 18 606 7 313Redesur 1 775 3 710 (1 935) (562) 842Transmantaro 24 833 17 932 6 901 7 337 (303)

Transmisión 287 840 182 242 105 597 205 987 75 920Coelvisa 4 324 4 808 (484) (252) 94Edecañete 17 893 17 554 339 2 836 1 136Edelnor 995 180 822 306 172 874 277 379 82 691Electro Oriente 89 842 95 238 (5 395) 15 138 (80 960)Electro Puno 40 339 41 880 (1 541) 5 715 (1 129)Electro Sur Este 80 500 79 661 839 14 851 465Electro Sur Medio 102 509 101 130 1 379 12 293 2 056Electro Tocache 1 152 1 230 (78) 50 (97)Electro Ucayali 38 279 37 395 885 5 483 306Electrocentro 140 037 127 437 12 601 31 777 25 464Electronoroeste 113 498 111 771 1 727 15 716 2 075Electronorte 89 815 87 093 2 722 12 392 393Electro Norte Medio 239 958 222 005 17 953 44 499 20 779Electrosur 51 397 48 063 3 334 9 751 2 956Emsemsa 1 775 1 689 86 111 (69)Luz del Sur 1 069 831 836 721 233 110 299 735 198 760Seal 193 438 190 394 3 044 18 288 (2 651)Sersa 1 552 1 464 88 107 59

Distribución 3 271 320 2 827 839 443 482 765 869 252 327SICN 5 345 464 3 891 937 1 453 526 2 170 385 897 708SISUR 1 122 700 944 594 178 106 343 533 115 739Sistemas Aislados 130 046 134 513 (4 467) 20 858 (80 558)

TOTAL 6 598 209 4 971 044 1 627 165 2 534 775 932 889

Ingresos GastosUtilidad

(Pérdidas) deOperación

Utilidad(Pérdida)

Neta

GeneraciónInterna deRecargo


-100

0

100

200

300

400

500

600

Agu

aytí

a

Cah

ua

Cha

vim

ochi

c

CN

P E

nerg

ía

Ede

gel

Eep

sa

Ega

sa

Ege

cen

Ege

msa

Ege

nor

Ege

psa

Ege

sur

Ele

ctro

ande

s

Ele

ctro

perú

Ene

rsur

Ete

vens

a

San

Gab

án

Shou

gesa

Sine

rsa

Ete

cen

Ete

sur

Red

esur

Tra

nsm

anta

ro

Mil

lon

es

de N

uevo

s So

les

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

Mil

lon

es

de N

uevo

s So

les

Coe

lvis

a

Ede

caet

e

Ede

lnor

Ele

ctro

Ori

ente

Ele

ctro

Pun

o

Ele

ctro

Sur

Est

e

Ele

ctro

Sur

Med

io

Ele

ctro

Toc

ache

Ele

ctro

Uca

yali

Ele

ctro

cent

ro

Ele

ctro

noro

este

Ele

ctro

nort

e

Ele

ctro

sur

Em

sem

sa

Ele

ctro

Nor

te M

edio

Luz

del S

ur

Seal

Sers

a

1 000

0

500

1 500

2 000

2 500

Mil

lon

es

de N

uevo

s So

les

Generaci n Transmisi n Distribuci n SICN SISUR Sist. Aislados

Generación Interna de RecursosEmpresas de Generación y Transmisión Eléctrica

Generación Interna de RecursosEmpresas de Distribución

Generación Interna de RecursosSistemas y Actividad





5.3.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO

Al 31 de diciembre del 2000 el saldo de efectivo de las empresas eléctricas en cifras históricas ascendía a los S/. 859 millones,

lo que representó una disminución respecto a lo obtenido en diciembre de 1999. Al analizar el saldo final se observa que la

variación del efectivo correspondiente a la operación en las actividades de las empresas mostró un saldo positivo ascendente

a los S/. 1 503 millones. Estos resultados se deben a las mayores provisiones de las empresas generadoras.

Durante el 2000 las empresas efectuaron gastos de inversión por S/. 1 380 millones. El 90% de estos gastos estuvieron

dirigidos a la adquisición de activos fijos (S/. 1 249 millones), aunque se aprecia una salida de efectivo destinada a

inversión en valores por S/. 53 millones, provenientes principalmente de Egemsa.

El incremento en las salidas de efectivo junto con la menor utilidad operativa de las empresas eléctricas, dio como

resultado una menor disponibilidad de efectivo en comparación con la de 1999.

POR ACTIVIDAD

De acuerdo al consolidado del flujo de efectivo por actividades, tal como se ha venido observando, todas consiguen una

variación positiva del efectivo, el cual asciende a S/. 123 millones para las distribuidoras, S/. 650 millones para las

generadoras y S/. 86 millones para las transmisoras. En estos resultados destaca el notable deterioro del saldo de efectivo

de las empresas transmisoras debido principalmente a gastos en inversión de activo fijo.

La variación por las actividades de operación fue positiva, lo cual es resultado de utilidades netas positivas y de ajustes al

resultado neto en los tres tipos de actividades.

Con relación a la variación del efectivo correspondiente a las actividades de inversión, también se aprecia salidas de

efectivo en las tres actividades. Sin embargo, la inversión realizada por las empresas generadoras disminuyó

Años

A Ingresos 246 255 233 139 148 345 385 471 500 755 803 919 1 794 1 553 1 666 1 872B Gastos 224 308 269 217 373 472 417 425 407 732 626 600 1 461 1 257 1 306 1 410C Provisiones del Ejer. 74 120 90 110 181 195 173 139 151 316 238 212 243 228 216 257D Utilidad Operativa 22 (53) (36) (77) (225) (127) (32) 46 93 23 177 319 334 296 360 462E Generación Interna

de Recursos (C+D) 96 67 54 33 (43) 69 141 185 245 339 415 531 576 524 577 719F Utilidad Neta (30) (72) (59) (134) (426) (302) (38) 80 52 143 84 293 337 156 220 265

Descripción1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Mil

lon

es

de U

S$

19861985 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

RESULTADO ECONÓMICO DE LAS EMPRESAS DE ELECTRICIDAD / PERIODO 1985-2000

(En Millones US$)



considerablemente con relación a 1999, mientras que las empresas transmisoras más que duplicaron sus gastos en

inversión. Esto ocurrió debido al ingreso de nuevas empresas dedicadas a la transmisión como Redesur y Transmantaro.

Por su parte, como resultado de las actividades de financiamiento, las empresas distribuidoras han experimentado una

salida de efectivo de S/. 152 millones. Sin embargo, la mayor salida de efectivo por financiamiento la experimentan las

generadoras con S/. 355 millones.

Las empresas transmisoras también registran una salida de efectivo en las actividades de financiamiento, como resultado

de un pago por emisión de acciones y de dividendos realizado por Etecen, la empresa transmisora más importante.

Así, en las tres actividades se aprecia una disminución del efectivo, con lo cual queda un saldo para el próximo periodo

considerablemente inferior al que se tuvo al inicio del presente año.

Variación - Act. de Operación 781 204 518 1 503Variación - Act. de Inversión (623) (395) (363) (1 380)Variación - Act. Financiamiento (355) (86) (152) (594)Variación del efectivo (197) (277) 3 (471)Saldo efect. al inicio del ejercicio 847 363 120 1 330Saldo efect. al fin. del ejercicio 650 86 123 859


RESUMEN DEL ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR ACTIVIDAD



POR SISTEMA

Al dividir el flujo de efectivo por Sistemas, se observa que el Sistema Centro Norte concentra la mayor parte del saldo de

efectivo, a pesar de experimentar una disminución con respecto a 1999, mientras que los Sistemas Aislados representan

la menor proporción del saldo de efectivo aún habiéndose incrementado respecto al mismo año.

Respecto a la variación del efectivo derivado de las actividades de operación, S/. 1 534 millones corresponden al SICN, S/.

–43 millones del SISUR y S/. 12 millones a los Sistemas Aislados. Estos resultados son producto de diferentes cuentas. Así

tenemos que en el SICN las utilidades netas y los ajustes al resultado neto de las empresas son explican el ingreso de

efectivo por las actividades de operación.

Del efectivo neto destinado a las inversiones, el SICN concentra la mayor parte (69%), unos S/. 951 millones, aunque en

una proporción menor a la esperada, ya que el SISUR alcanza un 30% del total con S/. 419 millones. Por su parte, los

Sistemas Aislados habrían invertido sólo unos S/. 10 millones.

En el caso del efectivo vía financiamiento, el SICN muestra una salida neta de efectivo de S/. 956 millones, a pesar de

haber conseguido efectivo vía las modalidades de emisión de valores y un importante monto por préstamos bancarios.

Ello se explicaría principalmente por la transferencia realizada por Edegel a filiales. Por su parte, en el SISUR se aprecia un

ingreso neto de efectivo de S/. 361 millones, vía financiamiento. Los sistemas aislados también alcanzan un ingreso de

efectivo en esta actividad, realizado principalmente vía la emisión de acciones.





Variación - Act. de Operación 1 534 (43) 12 1 503Variación - Act. de Inversión (951) (419) (10) (1 380)Variación - Act. Financiamiento (956) 361 2 (594)Variación del efectivo (373) (102) 4 (471)Saldo efect. al inicio del ejercicio 943 376 11 1 330Saldo efect. al fin. del ejercicio 571 274 14 859

SISURSICN Aislados Total

RESUMEN DEL ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR SISTEMA



5.3.4 RATIOS FINANCIEROS

En función a los estados financieros de las empresas al 31 de diciembre de 2000, se han preparado varios ratios agrupados

según criterios de liquidez, solvencia, rentabilidad y eficiencia. Cabe indicar que los ratios para los totales consolidados

(por sistemas y 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.

Los indicadores de liquidez buscan demostrar la capacidad de las empresas para hacer frente a sus compromisos en el

corto plazo, en tanto que los ratios de gestión de cuentas por cobrar permiten medir la efectividad de las empresas para

convertir en efectivo dichas acreencias a cobrar. Mediante los ratios de solvencia evaluamos el respaldo patrimonial de las

empresas así como su capacidad para generar recursos que les permitan seguir operando. Los ratios de rentabilidad nos

permitirán comparar los resultados operativos, resultados netos, ingresos propios del servicio y el patrimonio con los

niveles de activos fijos netos.

Empresas Generadoras

Las empresas de generación eléctrica se encontraban con una capacidad de pago de obligaciones de corto plazo menor

en 30% con respecto al año 1999. La liquidez corriente pasó de 1,34 a 0,94 en dicho periodo de comparación.

El periodo promedio de cobro registró una mejora de alrededor de 14 días, ya que la efectividad de cobranza pasó de

56 días en 1999 a 41 días en el año 2000. Las empresas que presentan una mejor gestión de cuentas por cobrar fueron,

Etevensa y Sinersa con 22 días y Enersur con 29 días. Sin embargo, las que tienen mayores dificultades en la cobranza

fueron Shougesa, San Gabán y Egepsa.

Por otro lado, el indicador de solvencia, endeudamiento patrimonial muestra un deterioro, ya que aumentó de 0,41 a

0,65 veces. Este aumento fue producto de un mayor incremento de los pasivos que del patrimonio. Las empresas más

endeudadas durante el año 2000 fueron Sinersa y CNP Energía, mientras que destaca el elevado apalancamiento de las

empresas grandes como Electroperú y Enersur.

A diciembre del año 2000 se registró una mejora en la rentabilidad, todos los indicadores muestran resultados positivos

e incrementos con respecto al año 1999. Las utilidades operativas pasaron a representar el 32,1% del total de los ingresos

a representar el 35,5%, destacando las empresas Edegel y San Gabán por tener elevados ratios de rentabilidad operativa.


De la misma forma, la capacidad de generar recursos de estas empresas con relación al activo fijo y el patrimonio mejoró

considerablemente comparándolo con el de 1999. A diciembre del año 2000, la utilidad operativa más las provisiones del

ejercicio representaban el 10% de los activos fijos.

En relación con los indicadores de valor de mercado, se aprecia que los valores en libros por acción de Egenor y Cahua

son los menores registrados, mientras que Egesur y San Gabán tienen los mayores valores con 1,43 y 1,58, lo cual indica

que en dichas empresas el patrimonio es 1,5 veces superior al capital social. En cuanto al ratio de Valor de Mercado sobre

Valor en Libros, se ha considerado el precio contable por acción para aquellas empresas que no cotizan sus acciones en

la bolsa de valores. Así, de las empresas que cotizan, Egenor registra el menor indicador con un 0,56 veces. Mientras que

el precio/utilidad, indicador que mide el patrimonio sobre la utilidad neta, muestra resultados negativos en 5 empresas,

Egemsa, Chavimochic, Egenor, Aguaytía y Sinersa.

Empresas Transmisoras:

En el año 2000, el ingreso de las empresas transmisoras Transmantaro y Redesur ha ocasionado una serie de alteraciones

a los indicadores de liquidez, gestión de la deuda y rentabilidad. Sin embargo, Etecen ha logrado mantener cierto balance

por ser la transmisora más importante.

Así, analizando la liquidez corriente de las empresas transmisoras se ve una fuerte disminución comparando con 1999,

ya que pasa de 5,93 a 0,31 veces, lo que implica que dichas empresas se encuentran con menor capacidad de pago de

sus deudas de corto plazo que en el año anterior. Etesur fue la que presentó los mejores resultados, ya que sus activos

corrientes logran respaldar 4 veces sus pasivos corrientes, por lo que los resultados se deberían a la menor liquidez de

Etecen y de las nuevas empresas. De igual forma la prueba ácida y la liquidez inmediata cayeron por debajo de 1, con lo

que se reafirma el problema de liquidez que presentan las empresas transmisoras en general.

Al 31 de diciembre del 2000, la gestión de cobranza empeoró en diez días, pasando de 45 días a 55 días. Redesur fue

la empresa que presentó mayores dificultades en la cobranza, mientras Etecen sólo utilizó 35 días. Tanto Etesur como

Transmantaro presentan deficiencias para hacer efectivas las cobranzas, ya que tardan 132 días y 163 días

respectivamente.

Los indicadores de solvencia mostraron cierto deterioro sobretodo por el incremento del apalancamiento y la reducción

en la cobertura de intereses. Se registró un mayor nivel de endeudamiento patrimonial, el cual se incrementó al doble del

año pasado alcanzando los pasivos el 56% del patrimonio. Este deterioro en el apalancamiento se explica tanto por el

incremento de los pasivos como por la menor liquidez. Por otra parte, las transmisoras han reducido su cobertura de

intereses en 55,9% respecto al año 1999, cubriendo a diciembre unas 11 veces sus gastos financieros mediante los

recursos. De la misma forma, no tienen la capacidad de cubrir el total de su inversión en activos fijos.

La rentabilidad sobre los activos y sobre el patrimonio de las transmisoras, medidas como la utilidad de operación más las

provisiones del ejercicio sobre el activo fijo y sobre el patrimonio, mostraron resultados positivos, logrando generar

recursos que cubrían 4,7% del patrimonio y el 9,3% de los activos fijos. Asimismo, la rentabilidad operacional alcanzó un

47,7% de los ingresos, con una reducción de 33,2% en comparación con diciembre de 1999.

Por último, con respecto a los indicadores de mercado de las transmisoras tenemos un precio por acción / utilidad neta

por acción muy volátil con el menor indicador por parte de Transmantaro, y el mejor indicador por Redesur. Asimismo,





observamos que en promedio el patrimonio neto está compuesto sobre todo por el capital social, resaltando que en

Transmantaro es exactamente igual, mientras que Etesur muestra un patrimonio menor al capital social, producto sobre

todo de las grandes pérdidas acumuladas. Por otro lado, el valor de mercado de las empresas transmisoras se encuentra

ligeramente por encima del valor en libros.

Empresas Distribuidoras:

Durante el año 2000, la razón corriente de las distribuidoras ha registrado una caída del 18,9% si se le compara con el

año anterior, pasando de 0,95 a 0,77; con lo cual en promedio las empresas de este rubro no se encontrarían con la

capacidad suficiente para respaldar sus pasivos de corto plazo con el uso de sus activos corrientes. Esto se debió

principalmente a un aumento del pasivo corriente del orden del 25%, a pesar de un ligero incremento del activo. Electro

Ucayali, Edecañete Electrocentro, Electro Oriente y Sersa fueron las empresas que experimentaron mayores niveles de

liquidez para el periodo de análisis, con ratio superior al 100% en el caso de Sersa. De la misma forma, la prueba ácida

experimentó un deterioro de 20,5%, siendo igual a 0,6. La empresa eléctrica Sersa continúa siendo la de mejor posición

con unos activos disponibles superiores en más del 100% a sus pasivos de corto plazo. Asimismo, la liquidez inmediata

sólo les permitiría cubrir el 9% de sus obligaciones de corto plazo, aunque hay empresas como Electrocentro , Electro

Oriente y Sersa que podrían cubrir todos sus pasivos con el efectivo de su caja.

El periodo de cobro promedio fue de 60 días, lo cual significa que hubo una mejor capacidad de cobranza durante el año

2000, en relación al año anterior, de 8 días. Es importante señalar que en los tres últimos años la efectividad de cobranza

se ha mantenido por encima de los 60 días, pero se muestra una tendencia decreciente en el tiempo. La empresa más

efectiva en el cobro de sus cuentas fue Sersa, tardándose tan sólo 18 días. Mientras que la empresa con la peor gestión

de cobranza dentro de las distribuidoras fue Emsemsa con 240,7 días lo que la hace un caso atípico.

Por otro lado los indicadores de solvencia muestran un mayor apalancamiento de las empresas mientras que la cobertura

de los gastos financieros como la del activo fijo se incrementó. El endeudamiento patrimonial se elevó en 13 % respecto

al 1999, pasando de 0,38 a 0,43. Lo que determinó este incremento fue el aumento del pasivo total en 20%, que dominó

al incremento del patrimonio neto de 5,6%. Entre las empresas distribuidoras más apalancadas tenemos a Emsemsa y

Coelvisa con ratios de 3,75 y 2,13 respectivamente. Al mismo tiempo la empresa con menor endeudamiento patrimonial

tenemos a Electro Ucayali, con un nivel de 2%.

Los indicadores de rentabilidad muestran resultados positivos en promedio y mejoras para las distribuidoras, a excepción

de los casos de Electro Oriente, Emsemsa, Electro Tocache y Electro Puno quienes muestran ratios negativos de

rentabilidad. La rentabilidad operacional del ingreso experimentó una mejora de 17,5% respecto a diciembre de 1999,

llegando la utilidad operativa a representar 13,6% de los ingresos del año 2000. Luz del Sur fue la empresa que obtuvo

los mejores ratios.

Por último, en lo que se refiere a los indicadores de valor de mercado, observamos que a diciembre de este año el precio

por acción de Electronorte, Electro Ucayali y Electro Puno inidica un nivel de patrimonio más de 100 veces superior a las

utilidades del periodo. Así también, Seal, Electro Puno, Electro Oriente y Emsemsa obtuvieron ratios negativos como

resultado de sus pérdidas netas. Apreciamos que en promedio el patrimonio neto está completamente integrado por

capital social, aunque en algunos casos como Electrocentro, Electro norte medio, Electronorte, Electronoroeste, Seal y

Emsemsa, es menor, lo que se debe sobre todo a resultados acumulados negativos de estas empresas.


A. Liquidez1. Razón Corriente = Activo Corriente / Pasivo Corriente2. Prueba Ácida = (Activo Corriente – Existencias – Gastos Pagados por Anticipado) / Pasivo Corriente3. Liquidez Inmediata = Caja y Bancos / Pasivo CorrienteB. Solvencia4. Endeudamiento Patrimonial = Total Pasivo / Patrimonio Neto5. Cobertura del Interés = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / -(Gastos Financieros)6. Cobertura del Activo Fijo = Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) / Patrimonio NetoC. Rentabilidad7. Bruta (%) = (Utilidad de Operación + Gastos de Comercialización + Gastos de Administración)

Total Ingresos8. Operacional (%) = Utilidad de Operación / Total Ingresos9. Neta (%) = Utilidad Neta / Total Ingresos10. Del Patrimonio (%) = Utilidad Neta / Patrimonio Neto11. GIR sobre Ventas (%) = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / (Total Ingresos – Otros Ingresos)12. GIR sobre Patrimonio (%) = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / Patrimonio Neto13. GIR sobre Activo Fijo (%) = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto)D. Gestión14. Rotación = Total Ingresos - Otros Ingresos) / (Cuentas por Cobrar Comerciales (Neto) + Cuentas

por Cobrar Empresas del Sector)15. Efectividad de Cobranza (días) = 360 / Rotación16. Eficiencia = (Total Ingresos - Otros Ingresos) / Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto)17. Combustibles y Suministros (%) = (Combustibles y Lubricantes + Suministros Diversos) / Total Ingresos18. Compra de Energía (%) = Compra de Energía / Total Ingresos19. Gastos en Personal (%) = (Cargas de Personal + Servicios Prestados por Terceros) / Total Ingresos

RATIOS FINANCIEROS





Aguaytía 0,43 1,75 16,33 6,53 38,23 26,33Cahua 0,70 2,00 33,22 12,45 61 12,31Chavimochic 0,00 0,57 0,57 42 65,06CNP Energía 0,84 3,59 44,46 16,31 54 25,28Edegel 0,29 0,48 14,14 10,72 41 8,60Eepsa 3,30 0,45 3,93 4,16 46 7,49Egasa 2,32 0,12 13,48 13,48 44 8,73Egecen 1,55 2,16 24,71 17,46 63 60,44Egemsa 5,02 0,05 (3,45) (6,54) 48 19,45Egenor 2,10 0,24 12,05 11,60 49 17,98Egepsa 1,24 2,65 13,29 6,70 101 31,40Egesur 3,08 0,13 7,24 6,97 39 18,44Electroandes 1,11 0,60 94,62 101,27 1 67,79Electroperu 1,04 1,02 25,64 14,23 34 6,82Enersur 0,41 1,50 32,57 17,30 27 16,32Etevensa 0,77 0,67 18,70 11,98 22 6,93San Gabán 2,63 1,72 17,46 10,42 121 18,87Shougesa 2,16 0,55 26,22 30,25 181 8,79Sinersa 1,71 4,11 52,24 12,68 22 19,69

Generación 0,94 0,65 16,46 11,91 41 14,34Etecen 1,53 0,28 17,58 15,90 34,72 15,02Etesur 4,07 0,09 6,55 6,70 132 29,46Redesur 0,16 2,18 (0,67) (0,24) 201 124,76Transmantaro 0,06 1,86 3,48 1,31 163 57,85

Transmisión 0,31 0,56 12,82 9,31 55 20,90Coelvisa 1,04 2,13 (5,93) (2,88) 101,69 37,71Edecañete 3,43 0,17 9,26 9,68 88 16,99Edelnor 0,44 0,59 20,42 15,02 66 11,00Electro Oriente 3,97 0,51 5,39 4,02 53 28,94Electro Puno 1,40 0,07 2,56 2,55 39 17,61Electro Sur Este 1,51 0,08 4,84 5,01 45 22,88Electro Sur Medio 2,35 0,25 6,96 7,46 81 14,94Electro Tocache 0,62 (3,53) (21,49) 15,54 45 30,77Electro Ucayali 3,39 0,02 4,51 4,83 63 20,18Electrocentro 3,29 0,12 6,10 6,10 57 20,04Electronoroeste 0,65 0,34 6,33 5,35 76 20,92Electronorte 0,57 0,34 8,06 7,17 73 23,53Electro Norte Medio 1,09 0,15 7,78 7,98 54 16,98Electrosur 2,30 0,08 8,94 9,60 55 16,45Emsemsa 1,10 3,75 41,38 94,56 241 21,81Luz del Sur 0,70 0,99 39,57 25,64 55 13,53Seal 1,74 0,39 11,50 10,50 53 11,04Sersa 125,28 0,57 42,95 220,37 18 13,11

Distribución 0,77 0,43 15,25 12,66 60 14,61SICN 0,71 0,61 17,57 12,69 52 14,30SISUR 0,92 0,46 10,20 9,05 45 15,64Sistemas Aislados 3,85 0,37 5,17 4,24 56 26,18

TOTAL 0,77 0,57 15,72 11,85 51 14,76

RazónCorriente

EndeudamientoPatrimonial

GIR sobrePatrimonio

(%)

Gastos enPersonal

(%)

Efectividadde Cobranza

GIR sobreActivo Fijo

(%)

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS


0

50

100

150

200

250

0

50

100

150

200

250

300

0

10

20

30

40

50

60

70

Generación Transmisión Distribución SICN SISUR Sistemas Aislados

Efectividad de CobranzaEmpresas de Generación y Transmisión Eléctrica

Agu

aytí

a

Cah

ua

Cha

vim

ochi

c

CN

P E

nerg

ía

Ede

gel

Eep

sa

Ega

sa

Ege

cen

Ege

msa

Ege

nor

Ege

psa

Ege

sur

Ele

ctro

ande

s

Ele

ctro

perú

Ene

rsur

Ete

vens

a

San

Gab

án

Shou

gesa

Sine

rsa

Ete

cen

Ete

sur

Red

esur

Tra

nsm

anta

ro

Efectividad de CobranzaEmpresas de Distribución Eléctrica

Coe

lvis

a

Ede

cañe

te

Ede

lnor

Ele

ctro

Ori

ente

Ele

ctro

Pun

o

Ele

ctro

Sur

Est

e

Ele

ctro

Sur

Med

io

Ele

ctro

Toc

ache

Ele

ctro

Uca

yali

Ele

ctro

cent

ro

Ele

ctro

noro

este

Ele

ctro

nort

e

Ele

ctro

sur

Em

sem

sa

Ele

ctro

Nor

te M

edio

Luz

del S

ur

Seal

Sers

a

Día

sD

ías

Día

s

Efectividad de CobranzaSistema y Actividad





Gastos en PersonalEmpresas de Generaci n y Transmisi n El ctrica

0

20

40

60

80

100

120

140

Agu

ayta

Cah

ua

Cha

vim

ochi

c

CN

P E

nerg

a

Ede

gel

Eep

sa

Ega

sa

Ege

cen

Ege

msa

Ege

nor

Ege

psa

Ege

sur

Ele

ctro

ande

s

Ele

ctro

per

Ene

rsur

Ete

vens

a

San

Gab

n

Shou

gesa

Sine

rsa

Ete

cen

Ete

sur

Red

esur

Tra

nsm

anta

ro

Po

rcen

taje

de l

os

Ing

reo

s

Gastos en PersonalEmpresas de Distribuci n El ctrica

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Coe

lvis

a

Ede

caet

e

Ede

lnor

Ele

ctro

Ori

ente

Ele

ctro

Pun

o

Ele

ctro

Sur

Est

e

Ele

ctro

Sur

Med

io

Ele

ctro

Toc

ache

Ele

ctro

Uca

yali

Ele

ctro

cent

ro

Ele

ctro

noro

este

Ele

ctro

nort

e

Ele

ctro

sur

Em

sem

sa

Ele

ctro

Nor

te M

edio

Luz

del S

ur

Seal

Sers

a

Po

rcen

taje

de l

os

Ing

reo

s

Gastos en PersonalSistema y Actividad

0

5

10

15

20

25

30

Generaci n Transmisi n Distribuci n SICN SISUR Sistemas Aislados

Po

rcen

taje

de l

os

Ing

reo

s

ANEXO A : Pliegos Tarifarios 2000 - ElectricidadAbreviaturas Empleadas en los Pliegos Tarifarios01 de Enero04 de Febrero01 de Mayo04 de Agosto14 de Octubre01 de Noviembre04 de NoviembreANEXO B : Información Comercial 2000 - ElectricidadNúmero de Clientes A Diciembre de 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Venta de Energía a Clientes FinalesTotal Año 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Facturación de Energía a Clientes Finales (En Miles de Soles)Total Año 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Facturación de Energía a Clientes Finales (En Miles de US$)Total Año 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Precio Medio de Venta de Energía Eléctrica al Cliente Final (En ctm. S/./kW.h) Promedio Anual - 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Precio Medio de Venta de Energía Eléctrica al Cliente Final (En ctv. US$/kW.h)Promedio Anual - 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Balance Nacional de Generación por Sistemas Interconectados y EmpresasProducción Bruta de Energía por Sistema Interconectado, Empresa y CentralProducción Bruta de Energía por Sistema Interconectado, Tipo de Generación y EmpresaCompra de Energía a Empresas Generadoras y DistribuidorasCosto de la Compra de Energía a Empresas Generadoras y DistribuidorasBalance de Energía de las Empresas de DistribuciónVenta de Energía a Empresas DistribuidorasCosto de la Venta de Energía a Empresas DistribuidorasVolumen Útil de los Embalses (Mm3) Pérdidas en el Sistema Principal de TransmisiónANEXO C: Información Económica y Financiera 2000 - ElectricidadBalance General de las Empresas de Servicio Público de Electricidad (Cifras Ajustadas)Por EmpresaPor ActividadPor SistemaResultado Económico de las Empresas de Servicio Público de Electricidad (Cifras Ajustadas)Gastos por DestinoPor EmpresaPor ActividadPor SistemaGastos por NaturalezaPor EmpresaPor ActividadPor SistemaEstado de Flujo Efectivo de las Empresas de Servicio Público de ElectricidadPor EmpresaPor ActividadPor SistemaBalance General de las Empresas de Servicio Público de Electricidad Por Empresa (Cifras Históricas)Resultado Económico de las Empresas de Servicio Público de Electricidad Por Empresa (Cifras Históricas)Gastos por DestinoGastos por NaturalezaRatios Financieros

ANEXOS

CBE

01 de Enero

CBE

04 de Febrero

CBE

Abreviaturas Empleadas en los Pliegos Tarifarios

CBE

01 de Mayo

CBE

04 de Agosto

CBE

14 de Octubre

CBE

01 de Noviembre

CBE

04 de Noviembre

CBE

A Diciembre de 2000

CBE

Por Empresa (enero-diciembre)

CBE

Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre)

CBE

Total Año 2000

CBE


CBE


CBE

Total Año 2000

CBE


CBE


CBE

Total Año 2000

CBE


CBE


CBE

Promedio Anual - 2000

CBE


CBE


CBE

Promedio Anual - 2000

CBE


CBE


CBE

Balance Nacional de Generación por Sistemas Interconectados y Empresas

CBE

Producción Bruta de Energía por Sistema Interconectado, Empresa y Central

CBE

Producción Bruta de Energía por Sistema Interconectado, Tipo de Generación y Empresa

CBE

Compra de Energía a Empresas Generadoras y Distribuidoras

CBE

Costo de la Compra de Energía a Empresas Generadoras y Distribuidoras

CBE

Balance de Energía de las Empresas de Distribución

CBE

Venta de Energía a Empresas Distribuidoras

CBE

Costo de la Venta de Energía a Empresas Distribuidoras

CBE

Volumen Útil de los Embalses (Mm3) y Volumen Almacenado de Combustibles (Galones)

CBE

Pérdidas en el Sistema Principal de Transmisión

CBE

Por Empresa

CBE

Por Actividad

CBE

Por Sistema

CBE

Por Empresa

CBE

Por Actividad

CBE

Por Sistema

CBE

Por Empresa

CBE

Por Actividad

CBE

Por Sistema

CBE

Por Empresa

CBE

Por Actividad

CBE

Por Sistema

CBE

Balance General de las Empresas de Servicio Público de Electricidad Por Empresa (Cifras Históricas)

CBE

01 de Enero

CBE

Abreviaturas Empleadas en los Pliegos Tarifarios

CBE

01 de Enero

CBE

01 de Enero

CBE

Gastos por Naturaleza

CBE

Gastos por Destino

CBE

Ratios Financieros

CBE

Gastos por Destino

Date post:	21-Sep-2018
Category:	Documents
Upload:	dothuan
View:	213 times
Download:	0 times

PRESENTACIÓN 4 INTRODUCCIÓN 5 2 SITUACIÓN DE LAS TARIFAS ... · La primera sección está...

Documents