editorialconsideración de gastos, cálculo del flujo neto, incorporación de la inversión...

ENERO2014

Año 19 / N° 1

EDITA: OSINERGMIN - GART

El OSINERGMIN, como ente regulador encargado de regular y fijar las tarifas de distribución eléctrica a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), ha cumplido con la fijación y actualización de las tarifas para el servicio de distribución de electricidad en el marco de la normatividad vigente; así como de los costos unitarios de inversión y de operación y mantenimiento aplicables en la determinación de la Tasa Interna de Retorno (TIR) de la Empresas Distribuidoras.

En el presente documento se exponen los detalles relacionados con el cálculo de las tarifas de distribución eléctrica. Se presentan aspectos de gestión del proceso regulatorio, procedimientos de cálculo para la obtención de la TIR y la aprobación del VAD, evolución de la tarifa de distribución eléctrica desde el año 1993 hasta marzo 20014, y una comparación de los precios al usuario final a nivel latinoamericano, considerando los resultados de la última fijación tarifaria de distribución eléctrica.

Finalmente, este Informativo contiene, como es habitual, los datos relevantes de la evolución de las tarifas en barra, tarifas a usuario final y del mercado eléctrico. Con relación al mercado eléctrico, se resumen los datos más relevantes de la producción de energía eléctrica, ventas y facturación. Asimismo, se presenta una visión de la situación económica y financiera del sector eléctrico con información proveniente de los estados financieros contables al tercer trimestre de 2013.

Editorial

ContenidoEditorial.... 1 Artículo Técnico: Tarifas de Distribución Eléctrica.... 2 Resoluciones Tarifarias.... 10 Evolución de Tarifas de Electricidad.... 13 Información Estadística del Sector Eléctrico.... 15 Pérdida de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución.... 22 Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 30/09/2013.... 25 Noticias.... 30

2 El Informativo

Tarifas de disTribución elécTrica (vad)

1. introducción

La historia de la distribución eléctrica se remonta al año 1992 con el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones, norma que estableció el marco regulatorio de dicha actividad. En 1997, se realiza el proceso regulatorio en el marco de dicha Ley y con el OSINERGMIN en marcha. Hasta la fecha se han realizado 6 procesos regulatorios, los cuales han tenido además del objetivo de incentivar la eficiencia en la actividad de distribución, los siguientes objetivos:

• Garantizar la provisión de electricidad• Garantizar una tarifa eficiente y económica• Asegurar una adecuada calidad de servicio• Garantizar el acceso al servicio eléctrico• Asegurar una rentabilidad razonable a los inversionistas

Gráfico 1: Historia de Procesos Regulatorios de Distribución

DL N° 25844Ley de

ConcesionesEléctricas

19921er

19972do

20013ro

20054to

20095to

20136to

1996OSINERGMIN

1997NTCSE 2001

FOSE2004

VNRGIS

2007SERVICIOPREPAGO

2009TARIFARURAL

2010LIBRO BLANCODISTRIBUCIÓN

Hoy

ProcesosRegulatorios

Fuente: GART-OSINERGMIN

2. la industria eléctrica peruana

La industria eléctrica peruana desarrolla las siguientes actividades: Generación, Transmisión y Distribución. La generación está asociada con la producción de electricidad; la transmisión se encuentra relacionada con el transporte de energía desde las centrales de generación eléctrica hacia los centros de consumo, y la distribución es la actividad que une a los consumidores con la industria eléctrica a través de las redes que llegan al usuario final.

Gráfico 2: Actividades del Sector Eléctrico


Generación

Transmisión

DistribuciónMedia y Baja Tensión

Mercado EléctricoLibre y Regulado

3El Informativo

3. regulación de los precios en distribución

Los reguladores implementan diferentes mecanismos para controlar los precios: Regulación de la tasa de retorno (ROR), Regulación por Incentivos (RI), Regulación por price cap/revenue cap, Yardstick competition, Empresa modelo, y/o Regulación por empresa modelo.

El principal mecanismo híbrido para la regulación en los países latinoamericanos es el denominado empresa modelo. En este mecanismo, el ingreso de las empresas está establecido sobre la base de la optimización de una empresa modelo, contra la cual todas las empresas concesionarias de distribución compiten.

El valor agregado de distribución (VAD) reconoce la remuneración de los costos de operación y mantenimiento, la inversión eficiente y los costos de atención al cliente. Tanto la inversión como el gasto de atención al cliente dependen del contrato de concesión.

Con esta premisa, el regulador establece el valor agregado de distribución (VAD) y se fija una formula de actualización para incorporar los cambios en los costos debido a la tasa de inflación de los próximos cuatro años.

4. Proceso de determinación del vad

El proceso de determinación del VAD es un proceso regulatorio que comprende las siguientes etapas: 1) Recepción de la Información de las Empresas, 2) Validación y Revisión de la Información Disponible, 3) Estructuración de la Empresa Modelo por cada Unidad de Análisis (Sector Típico), 4) Obtención de Resultados.

Gráfico 3: Etapas del Proceso Regulatorio de Distribución Eléctrica


Etapa I

Antecedentes

VNR Eléctrico

VNR No Eléctrico

Otras Inversiones

Mercado Eléctrico

Costos de Explotación

Estados Financierose Información

Organigrama yRecursos Humanos

Compra y Venta,Balance de Energía y Potencia

- Formatos A -

Etapa II

Validación y Revisiónde los Antecedentes

Revisión 1Validación y Revisión

de Antecedentes- Formatos B -

Revisión 2Ajuste Inicial de

Costos- Formatos C -

Etapa III

Estructuración de laEmpresa Modelo

De�nición delTipo de Red

Costos Unitarios de lasInstalaciones Eléctricas

De�nición de laTecnología Adaptada

OptimizaciónTécnica-Económica

Cálculo de lasPérdidas Estándar

Estándares de Calidadde Servicio

Optimización de los Costos deExplotación Técnica y Comercial

Optimización de los CostosIndirectos

Creación de laEmpresa Modelo

- D -

Etapa IV

Resultados

Valor Agregadode Distribución MT

Cargo Fijo

Fórmulas de Reajuste

Valor Agregadode Distribución SED

Valor Agregadode Distribución BT

Pérdidas Estándarde Distribución

Factor de Economíade Escala

4 El Informativo

De la Creación de la Empresa Modelo a la Presentación de Resultados está implícita una serie de procesos internos conocido como Aprobación del VAD.

Los procesos realizados para determinar el VAD comprenden los siguientes: Determinación de Sectores Típicos, Estudio de Costos del VAD en cada sector, Fijación de un VAD ponderado por empresa, Cálculo de Ingresos con dicho VAD mediante el uso de las constantes , variables y fórmulas tarifarias Consideración de Gastos, Cálculo del Flujo Neto, Incorporación de la inversión eficiente (VNR) y Cálculo de la TIR la cual debe estar entre 8% y 16% por grupo de empresas cuya VAD ponderado no se diferencia en más de 10%.

Gráfico 4: Aprobación del VAD


GastosEE.DD.

IngresosEE.DD.

Flujo NetoEE.DD.

Ajuste VAD VNREE.DD.

FórmulasTarifarias

Constantes y Variablesde Cálculo

EpFBPFEE

Factores de Expansión de PérdidasFactores de Ponderación del VAD

Factores de CoincidenciaFactores de Contribución

Horas de Utilización

VAD Aprobado

8% < TIR < 16%

Estudio de Costosdel VAD

Empresa Modelo

Determinación deSectores Típicos

Tarifa BaseVAD

1.

2.

3.

4.

NO

SI

5. evolución de la Tarifa de distribución

Se puede evidenciar que la tarifa medida a soles reales, considerando el IPM Año Base 1993 =100, se ha mantenido estable. Así vemos que la tarifa de distribución para el sector típico 1 (Lima), no h variado significativamente en el periodo 1993-2014.

Sucede lo contrario en el caso de los sectores rurales. A partir del sector típico 4, se evidencia que el comportamiento de la tarifa de distribución es al alza conforme pasa cada 4 años (fecha en que sucede un nuevo proceso regulatorio).

Ello se explica pues la tarifa de una zona rural debe reconocer mayores costos de inversión en zonas más dispersas. En este contexto rural, los mayores costos de provisión del servicio se distribuyen entre menos usuarios y con baja demanda, resultando una tendencia al alza en dichos sectores.

Se ha preparado la evolución del VAD por sectores típicos, en los cuales, se distingue datos anuales hasta el año 2013, los cuales son de cierre (al mes de diciembre). Para el 2014, se ha considerado el último mes disponible.

5El Informativo

El Sector Típico 1 (Lima Metropolitana) se ha mantenido estable. Así vemos que la tarifa de distribución para el sector típico 1 (Lima), no ha variado significativamente en el periodo 1993-2014.

Gráfico 5.1: Evolución del VAD del Sector Típico 1

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Soles

/ KW

VADBT

VADMT

El Sector Típico 2, al igual que el caso anterior, se ha mantenido estable. Así vemos que la tarifa de distribución para el sector típico 2 (Zonas Urbanas de Alta Densidad), no ha variado significativamente en el periodo 1993-2014.


1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Soles

/ KW

VADBT

VADMT

El Sector Típico 3 se ha mantenido estable en determinados rangos. Ello significa que ha habido alzas tarifarias debido a un nuevo proceso regulatorio. Así vemos que la tarifa de distribución en el año 2005 para el sector típico 3 (Zonas Urbanas de Baja Densidad), varió significativamente. Ello se explica por una mayor expansión del sector eléctrico en zonas de baja densidad.


1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Soles

/ KW

VADBT

VADMT

El Sector Típico 4 se ha mantenido estable en determinados rangos. Ello significa que ha habido alzas o bajas tarifarias debido a un nuevo proceso regulatorio. Así vemos que la tarifa de distribución en el año 2005 para el sector típico 4 (Zonas Rurales de Alta Densidad), varió significativamente para demandas más bajas (VADBT baja tensión). Ello se explica por una mayor expansión del sector eléctrico en zonas de baja densidad.

6 El Informativo


1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Soles

/ KW

VADBT

VADMT

En el caso del sector típico 5, se evidencia que el comportamiento es al alza conforme pasa cada proceso regulatorio. Ello se explica pues la tarifa debe reconocer mayores costos de inversión en zonas más dispersas. En este contexto rural, los mayores costos de provisión del servicio se distribuyen entre menos usuarios y con baja demanda, resultando una tendencia al alza en dichos sectores.


2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

10

20

30

40

50

60

70

Soles

/ KW VADBT

VADMT

Recientemente en el año 2013, apareció el sector típico 6, el cual es una extensión del sector típico 5 (Zonas Rurales de Muy Baja Densidad). Como resultado, la primera fijación tarifaria ha sido mayor a la del sector 5, debido a la muy baja densidad del sector (zonas muy dispersas y con bajo consumo medio).


2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

20

40

60

80

100

120

Soles

/ KW

VADBT

VADMT

En el caso de los SER (Zonas Rurales clasificadas como Sistemas Eléctricos Rurales por el Ministerio de Energía y Minas en el marco de Proceso de Electrificación Rural), la primera fijación tarifaria fue en el año 2009, frente a la cual, en el año 2013 se ha registrado un alza significativa. Ello se explica pues la tarifa SER debe reconocer mayores costos de inversión y mantenimiento en zonas aún más dispersas.

7El Informativo

Gráfico 5.7: Evolución del VAD del Sector Típico SER

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

50

100

150

200

250

300

Soles

/ KW VADBT

VADMT

Finalmente, el Sistema Eléctrico Villacurí de la empresa COELVISAC, tiene una característica particular en su demanda. Este sistema está caracterizado por una máxima demanda en horas fuera de punta. Ello lleva, entre otras características, a que se le haya fijado en el año 2001 como un sector Especial. La evolución de su VAD en relativamente estable no habiendo variado significativamente en el periodo 2001-2014.

Gráfico 5.8: Evolución del VAD del Sector Especial

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

0

5

10

15

20

25

30

Soles

/ KW

VADBT

VADMT

6. comparación de Tarifas internacionales

Como resultado del proceso regulatorio de distribución en noviembre del 2013, se calcularon los precios al usuario final considerando los segmentos residencial, comercial e industrial, y se evidencia que la tarifa de un usuario promedio, se encuentra en el punto de las tarifas de la región considerando un nivel latinoamericano.

Para mostrar estos resultados se recopiló la información de los pliegos tarifarios aplicables al sector residencial, comercial e industrial, en moneda local de los siguientes países: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, México, Panamá, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela.

Con relación al cálculo de los precios medios, para el análisis del sector residencial, se determinaron los precios medios de electricidad considerando consumos mensuales 125 kW.h en moneda local, sin considerar impuestos. Por su parte, para el análisis de los sectores comercial e industrial, se determinaron los precios medios para consumos de 50 000 kW.h (comercial) y 500 000 kW.h (industrial), en moneda local, sin considerar impuestos.

Finalmente, para el benchmarking internacional, se determinaron los precios medios de electricidad en dólares americanos utilizando el tipo de cambio de cada país publicado por el InforEuro, los cuales corresponden al tipo de cambio oficial de cada país al penúltimo día hábil del mes anterior.

8 El Informativo

Los precios de electricidad aplicables al sector residencial en el Perú, para consumos mensuales de 125 kW.h, se encuentran en un nivel intermedio, por encima del valor promedio, después de Bolivia, Costa Rica y Colombia; seguido de Brasil, Guatemala y Panamá

Gráfico 6.1: Comparación Internacional de la Tarifa Residencial

Vene

zuela

Arge

ntina

Parag

uay

Bras

il

Méxic

o

Ecua

dor

Boliv

ia

Perú

Pana

má

Colom

bia

Chile

Costa

Rica

El Sa

lvado

r

Guate

mala

Urug

uay

0

5

10

15

20

25

30

ctv.U

S$ / k

W.h

Sector Residencial - Consumo Mensual de 125 kW.h4° Trimestre - 2013

0,28

26,2324,24

23,61

17,5316,2815,69

13,8513,31

8,81

6,476,425,933,83

1,53

Los precios de electricidad aplicables al sector comercial en el Perú, para consumos mensuales de 30 000 kW.h, se encuentran en un nivel ligeramente por encima del promedio, después de Bolivia, Uruguay y Colombia; seguido por Costa Rica, Chile y El Salvador.

Gráfico 6.2: Comparación Internacional de la Tarifa Comercial

Vene

zuela

Arge

ntina

Parag

uay

Ecua

dor

Perú

Bras

il

Boliv

ia

Chile

Pana

má

Costa

Rica

Colom

bia

Urug

uay

Guate

mala

El Sa

lvado

r

Méxic

o

0

5

10

15

20

25

30

35

ctv.U

S$ / k

W.h

Sector Comercial - Consumo Mensual de 50 000 kW.h4° Trimestre - 2013

0,97

31,1

24,0522,35

20,2218,4718,2817,33

15,03

10,539,918,77

6,045,46

2,45

Los precios de electricidad aplicables al sector industrial en el Perú, para consumos mensuales de 500 000 kW.h, se encuentran en un nivel por debajo del promedio, después de Argentina, Paraguay y Bolivia; seguido por Ecuador, Uruguay, y Costa Rica.

Gráfico 6.3: Comparación Internacional de la Tarifa Industrial

Vene

zuela

Arge

ntina

Parag

uay

Ecua

dor

Perú

Bras

il

Boliv

ia

Chile

Costa

Rica

Urug

uay

Colom

bia

Méxic

o

Pana

má

El Sa

lvado

r

Guate

mala

0

5

10

15

20

25

ctv.U

S$ / k

W.h

Sector Comercial - Consumo Mensual de 50 000 kW.h4° Trimestre - 2013

0,52

21,3619,57

16,9515,81

14,4513,91

11,5810,9310,57

8,717,06

5,374,03

2,45

9El Informativo

7. Perspectivas de la distribución eléctrica

Para los próximos años, el desafío de la regulación será diseñar tarifas que respondan a la incorporación de nuevas tecnologías para hacer posible el funcionamiento de la red eléctrica, es el caso de la redes eléctricas inteligentes, que incorporan la tecnología de información y comunicaciones al proceso de provisión y medición de la demanda.

Como agenda pendiente en la actividad regulatoria, también cabe mencionar al ajuste del modelo tarifario de distribución (Libro Blanco de la Distribución), un mecanismo tarifario para una mayor cobertura del servicio, promoción de la Generación Distribuida por las empresas distribuidoras, integración con la regulación de la transmisión Secundaria y Complementaria, mejora de la capacidad de endeudamiento de las empresas, entre otros.

10 El Informativo

resOluciOnes TarifariasRESOLUCIONES DEL CONSEJO DIRECTIVO RELACIONADAS CON LA GERENCIA

ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA - GART - AÑO 2013

2013N° Número Oficial Fecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

045 058-2014 26.03 29.03 Aprueban el Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia”

280-2013 23.12 28.12 Aprueban propuestas de adenda a los Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Electropuno S.A.A. y empresas generadoras que resultaron adjudicatarias en el Proceso de Licitación de Suministro Eléctrico ED-03-2009-LP.

044 057-2014 26.03 29.03 Disponer la publicación del proyecto de resolución que aprueba la modificación del Procedimiento Técnico COES PR-10 ”Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores integrantes del COES” y del “Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”.

043 056-2014 26.03 29.03 Modifican la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”, como consecuencia de lo resuelto respecto de los recursos de reconsideración interpuestos.

042 055-2014 26.03 29.03 Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronorte Medio S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”.

041 054-2014 26.03 29.03 Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”.

040 053-2014 26.03 29.03 Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electronoroeste S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”.

039 052-2014 26.03 29.03 Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”.

038 051-2014 26.03 29.03 Disponen acumulación de procedimientos administrativos y declaran fundados, fundados en parte e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por las empresas Luz del Sur S.A.A. y Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”.

037 050-2014 26.03 29.03 Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”.

036 049-2014 26.03 28.03 Declaran improcedente la solicitud de nulidad contenida en el recurso de reconsideración interpuesto por Electroperú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 016- 2014-OS/CD, en extremo relacionado con la aprobación del factor “p” para determinar el Cargo Unitario por Generación Adicional.

035 048-2014 26.03 28.03 Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Electrocentro S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 015-2014-OS/CD, e incluyen montos en la determinación de los saldos ejecutados acumulados correspondientes al cálculo de los Precios a Nivel Generación aplicable al periodo mayo – julio 2014.

034 046-2014 13.03 15.03 Declaran la nulidad parcial de la Resolución OSINERGMIN N° 205-2013-OS/CD en el extremo que aprueba la clasificación del Sistema Eléctrico Ticapampa y los factores de ponderación de Hidrandina, y sustituye cuadros en los Artículos 1 y 2 de dicha Resolución.

11El Informativo


ExpediciónFecha de


033 044-2014 11.03 14.03 Aprueban propuestas de adenda a Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por empresas adjudicatarias en los Procesos de Licitación de Suministro Eléctrico ED-01-2009-LP, ED-02-2009-LP y ED-03-2009-LP

032 043-2014 11.03 14.03 Declaran infundado recurso de reconsideración interpuesto por Empresa Eléctrica de Piura S.A. contra la Res. N° 016-2014-OS/CD

031 042-2014 11.03 12.03 Disponen publicación del proyecto de resolución que modifica la Resolución OSINERGMIN N° 054-2013-OS/CD, para la revisión de los Generadores Relevantes

030 041-2014 11.03 12.03 Disponen publicación del proyecto de resolución que determina el cargo Unitario de Liquidación para el periodo mayo 2014 – abril 2015, como resultado de la Preliquidación Anual de Ingresos de los Sistemas Secundarios de Transmisión y los Sistemas Complementarios de Transmisión.

029 040-2014 11.03 12.03 Disponen publicación del proyecto de resolución mediante el cual se fijan los peajes y compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de las empresas Red Eléctrica del Sur S.A. e Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., producto de la Preliquidación Anual de Ingresos.

028 039-2014 11.03 12.03 Disponen publicación del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra aplicables al periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2014 al 30 de abril de 2015.

027 038-2014 11.03 13.03 Disponen publicación del proyecto de resolución que fija la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural en la concesión de Lima y Callao aplicable al periodo comprendido entre el 08 de mayo de 2014 y el 07 de mayo de 2018, el Plan Quinquenal de Inversiones, el Plan de Promoción, entre otros.

026 037-2014 04.03 05.03 Aprueban cronograma aplicable al Proceso de Fijación de Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos para la concesión de Lima y Callao, correspondiente al período 2014 – 2018.

025 029-2014 25.02 04.03 Disponen publicación en la página Web de OSINERGMIN del proyecto de resolución que modifica el Procedimiento “Compensación Adicional por Seguridad de Suministro”.

024 034-2014 25.02 01.03 Declaran improcedente recurso de apelación interpuesto por Electro Oriente S.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 263-2013-OS/CD.

023 033-2014 26.02 27.02 Fijan Tarifas por Red Principal de Transporte de Gas Natural de Camisea.

022 032-2014 25.02 26.02 Modifican el Anexo B del Procedimiento Técnico COES PR-32, aprobado por Resolución Ministerial N° 516-2005-MEM/DM. (e. 25/02/2014-p 26/02/2014)

021 031-2014 25.02 01.03 Aprueban propuestas de adenda a Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Electrosur S.A. y empresas generadoras que resultaron adjudicatarias en los Procesos de Licitación de Suministro Eléctrico ED-02- 2009-LP y ED-03-2009-LP.

020 030-2014 25.02 01.03 Aprueban propuestas de adenda a Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Electro Sur Este S.A.A. y empresas generadoras que resultaron adjudicatarias en los Procesos de Licitación de Suministro Eléctrico ED-01- 2009-LP, ED-02-2009-LP y ED-03-2009-LP.

019 024-2014 06.02 08.02 Disponen la modificación de la Norma: “Procedimiento para la Elaboración de los Estudios Tarifarios sobre Aspectos Regulados de la Distribución de Gas Natural”

018 021-2014 28.01 31.01 Disponen publicar el proyecto de resolución que aprueba el “Procedimiento para Licitaciones de Instalaciones Internas de Gas Natural según Mecanismo de Promoción Tarifaria” en la página web de OSINERGMIN.

017 020-2014 28.01 30.01 Aprueban Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados a que se refiere el Art. 2° de la Ley N° 27510.

016 019-2014 28.01 01.02 Aprueban propuestas de adenda a Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Hidrandina S.A. con las empresas generadoras SDF Energía S.A.C., SN Power S.A., Enersur S.A., Duke Energy S. en C. por A., Termoselva S.R.L. y Fenix Power S.A., adjudicatarias del Proceso de Licitación de Suministro Eléctrico de Distriluz.

015 018-2014 28.01 01.02 Aprueban la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión Eléctrica de SST y SCT”.

014 017-2014 28.01 30.01 Aprueban la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2013”

013 016-2014 28.01 30.01 Aprueban factores de actualización “p” para determinar cargos unitarios por Compensación por Seguridad de Suministro de RF de Talara y RF Ilo.

012 015-2014 28.01 30.01 Aprueban Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y su fórmula de reajuste.

12 El Informativo


ExpediciónFecha de


011 012-2014 14.01 30.01 Disponen publicar el proyecto de resolución que aprueba el “Procedimiento para el Abastecimiento mediante GNC o GNL a determinadas áreas de las Concesiones de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos” en la página web de OSINERGMIN.

010 011-2014 14.01 23.01 Disponen la publicación del proyecto de resolución que fija las tarifas por Red Principal de Gas Natural de Camisea, a partir del 01 de mayo de 2014.

009 010-2014 14.01 17.01 Aprueban las propuestas de adenda a los Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Electronorte Medio S.A. (Hidrandina) y las empresas generadoras Compañía Eléctrica El Platanal S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. y Electroperú S.A., como consecuencia de los Procesos de Licitación de Distriluz.

008 009-2014 14.01 17.01 Aprueban las propuestas de adenda a los Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Electro Puno S.A.A. y las empresa generadora Empresa Eléctrica de Piura S.A., como consecuencia de los Procesos de Licitación ED-01-2009-LP, ED-02-2009-LP y ED-03-2009-LP.

007 008-2014 14.01 16.01 Aprueban propuesta de adenda a Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por Electrosur S.A. y las empresas generadoras Kallpa Generación S.A. y Empresa Eléctrica de Piuea S.A.A. como consecuencia de los Procesos de Licitación ED-01-2009-LP, ED-02-2009-LP y ED-03-2009-LP.

006 007-2014 14.01 16.01 Aprueban propuesta de adenda a Contratos de Suministro de Electricidad suscritos por SEAL y las empresas generadoras Kallpa Generación S.A., Edegel S.A.A., Chingango S.A.C., Empresa Eléctrica de Piuea S.A.A. y Enersur S.A. como consecuencia de los Procesos de Licitación ED-01-2009-LP, ED-02-2009-LP y ED-03-2009-LP.

005 006-2014 14.01 16.01 Aprueban modificación de Contrato de Suministro suscrito por Luz del Sur S.A.A. y Enersur S.A. como consecuencia del Proceso de Licitación de Suministro Eléctrico ED-02-2009-LP.

004 005-2014 14.01 16.01 Disponen publicar el proyecto de resolución que aprueba el Procedimiento Técnico COES PR-22 “Reserva Rotante para Regulación Secundaria de Frecuencia” en la página web de OSINERGMIN.

003 004-2014 14.01 21.01 Declaran No Ha Lugar la solicitud de nulidad parcial contenida en el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A contra la Resolución OSINERGMIN N° 238-2013-OS/CD.

002 002-2014 07.01 11.01 Declaran fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por Electronoroeste S.A. contra la Resolución N° 218-2013-OS/CD, que aprobó los costos administrativos del FISE de las empresas de distribución eléctrica.

001 001-2014 07.01 11.01 Declaran infundado y fundado en parte extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. contra la Resolución N° 218-2013-OS/CD, que aprobó los costos administrativos del FISE de las empresas de distribución eléctrica.

RESOLUCIONES GART


ExpediciónFecha de


003 003-2014 28.02 04.03 Aprueban costos administrativos y operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas.

002 002-2014 26.02 26.02 Fijan Márgenes Comerciales y publican nuevas Bandas de Precios de combustibles derivados del Petróleo para el periodo comprendido entre jueves 27 de febrero de 2014 hasta el miércoles 23 de abril de 2014.

001 001-2014 28.01 01.02 Aprueban costos administrativos y operativos del FISE de las empresas de distribución eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas.

13El Informativo

evOlución de las Tarifas de elecTricidad

Tarifas en barra evolución de las Tarifas de electricidad

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

Evolución del Precio MedioBarra Lima 220 kV

dic-01

may-0

2

oct-0

2

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

PotenciaEnergíaTotal

LIMA

ctm. S

/./kW

.h

Evolución del Precio MedioBarra Cusco 138 kV

dic-01

may-0

2

oct-0

2

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


CUSCO

ctm. S

/./kW

.h

Evolución del Precio MedioBarra Arequipa 138 kV

dic-01

may-0

2

oct-0

2

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


AREQUIPA

ctm. S

/./kW

.h

14 El Informativo

Tarifas aplicables a los clientes finales

En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes con consumos promedios mensual de 30kW.h, 65kW.h y 125kW.h.

dic-01

may-0

2

oct-0

2

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

0

5

10

15

20

25

30

35

40

30 kW.h65 kW.h

125 kW.h

Evolución del Precio Medio Residencial - Lima

ctm

. Sol

/kW

.h

Tarifas residenciales e inflación

La variación anual de las tarifas eléctricas residenciales en Lima durante el periodo 2004 – Enero 2014, así como la variación del diesel 2, residual 6, inflación y devaluación se muestra a continuación:

Varia

ción

(%)

2013 2014 (*) Acumulada

300%

250%

200%

150%

100%

50%

0%

-50%

Res

iden

cial

BT5

B

19,86%19,20%18,79%

180,55%146,06%

33,23%-19,68%

30 kW.h65 kW.h

125 kW.hDiesel 2

Residual 6Inflación

Devaluación

Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles enLima vs. In�ación y Devaluación

(*) Tarifas de electricidad de enero 2014 e indicadores disponibles al 31.12.2013Fuente: SBS, BCRP, INEI, Petroperú, OSINERGMINElaboración: GART

4,9%5,9%6,4%2,2%3,5%2,9%8,6%

-1,5%-1,7%-1,8%2,3%1,9%0,0%

-0,2%

11,0%11,9%12,7%42,2%15,6%

3,5%-5,0%

-1,3%-1,6%-1,9%24,3%22,7%

1,5%3,8%

-5,8%-7,0%-7,3%-6,9%-1,6%1,1%

-6,1%

1,1%0,7%

-0,2%7,2%

21,8%3,9%

-7,0%

7,4%6,9%6,6%

-7,6%-33,6%

6,7%4,8%

1,4%1,1%0,9%

63,2%59,1%

2,1%-2,8%

5,6%5,5%5,2%

29,2%29,6%

4,7%-3,9%

1,7%1,8%1,8%

-7,5%-7,6%2,6%

-4,5%

-4,9%-4,3%-3,6%

-15,5%8,4%0,2%

-8,0%

20122004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

15El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa al tercer trimestre del año 2013 en las empresas concesionarias de electricidad.

Mercado eléctrico

evolución de las ventas de energíaLas ventas a usuarios finales, realizadas en el tercer trimestre de 2013 por las empresas de servicio público de electricidad, fue de 26 585 GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en similar periodo de los años 2011 y 2012 fue de 12,6% y 6,2% para cada periodo respectivamente.

evOlución de las venTas de enerGÍa del MercadO elécTricO

Ventas - III Trimestre(GW.h)

Mercado 2011 2012 2013Regulado 13 283 14 167 14 798Libre 10 335 10 876 11 787Total 23 619 25 043 26 585

esTrucTura de las venTas de enerGia

GW

.h

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000

27000

ReguladoLibre

Año 2013Año 2012Año 2011

Las ventas de energía del mercado libre en el tercer trimestre de 2013 representan el 44% de la venta total. La participación de las ventas de energía del mercado libre en el tercer trimestre de los años 2011 y 2012 fue de 44% y 43% respectivamente.

LIBRE

REGULADO

44%43%

44%

56%57%

56%

201320122011

Baja Tensión35%

Media Tensión30%

Alta Tensión8%

Muy Alta Tensión27%

Las ventas en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el 27%, 8%, 30% y 35% respectivamente.

16 El Informativo


evolución de la facturación por ventas de energíaEn el tercer trimestre del 2013, la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (2 612 millones US$) aumentó en 24,9% y 5,4% respecto a lo alcanzado en el tercer trimestre de los años 2011 y 2012 respectivamente.

Facturación - III Trimestre(Millones US$)

Mercado 2011 2012 2013Regulado 1 454 1 718 1 791Libre 637 760 820Total 2 091 2 478 2 612

esTrucTura de la facTuración POr venTas de enerGÍa

La facturación del mercado libre en el tercer trimestre de 2013 representa el 31% de la facturación total. La participación de la facturación del mercado libre en el tercer trimestre de los años 2011 y 2012 fue de 30% y 31% respectivamente.

Las ventas de energía en los sectores industrial, residencial, comercial y alumbrado público representaron el 54%, 24%, 20% y 2%, respectivamente.

Industrial 54% Residencial 24%

Comercial 20%

Alumbrado 2%

Mill

ones

de

US$

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

LibreRegulado

Año 2013Año 2012Año 2011

LIBRE

REGULADO

31%30%

30%

70%70%

69%

201320122011

La facturación por ventas de energía en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representaron el 18%, 5%, 26% y 50%, respectivamente.Baja Tensión

50%

Media Tensión26%

Alta Tensión5%

Muy Alta Tensión18%

17El Informativo


número de clientesEl parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en setiembre de 2013 se han atendido 319 454 nuevos suministros más que en setiembre de 2012 y 649 800 nuevos suministros más que en setiembre de 2011.

Número de Clientes

Año ClientesVariación Anual

Variación %

Septiembre 2011 5 413 391 - -

Septiembre 2012 5 743 737 330 346 6,1%

Septiembre 2013 6 063 191 319 454 5,6%

esTrucTura del nÚMerO de clienTes

Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 34%, en el sector industrial el 42%, en el sector comercial el 21% y por el servicio de alumbrado público el 3% del total respectivamente.

Industrial 42%

Residencial 34%

Comercial 21%

Alumbrado 3%

Clie

ntes

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

Año 2013Año 2012Año 2011

En setiembre del año 2013, el 93% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 7% restante a no residenciales (alumbrado público, industrial y comercial).

Residencial92,9%

Industrial0,4%

Comercial6,6%

Alumbrado0,2%

El sector residencial por su parte, está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kW.h (32%) y aquellos que consumen de 31 a 100 kW.h (31%), los clientes con otros rangos de consumo representan el 37%.

Otros 4%301 - 500 kW.h6%

151 - 300 kW.h15%

101 - 150 kW.h12%

31 - 100 kW.h31%

0 - 30 kW.h32%

18 El Informativo


ESTADÍSTICA DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la producción de energía eléctrica al cuarto trimestre del año 2013 fue 39 667 GW.h, valor que representa un aumento de 6,31% con relación a la producción reportada para el mismo periodo del año anterior (37 313 GW.h).

Respecto a la producción de energía reportada al cuarto trimestre del año 2012, se han registrado variaciones de 1,34%, 11,50% y 95,33% en la producción hidroeléctrica, térmica y renovable respectivamente.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h

Empresas2012 2013

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA RENOVABLE TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA RENOVABLE TOTALElectroperú 7 211,3 140,8 7 352,1 7 236,5 33,3 7 269,9Edegel 3 507,8 4 183,2 7 691,0 3 545,3 4 014,5 7 559,8Egenor 2 061,2 582,4 2 643,7 2 027,7 307,8 2 335,6Eepsa 504,6 504,6 143,6 143,6SN Power 1 753,5 1 753,5 1 773,9 1 773,9Termoselva 888,1 888,2 391,3 391,3Shougesa 17,7 17,7 17,4 17,4Egemsa 736,2 0,2 736,4 712,8 1,9 714,7Egasa 996,9 282,1 1 279,0 1 079,8 341,0 1 420,8Enersur 898,3 4 883,6 5 781,9 948,0 6 771,4 7 719,4Egesur 106,9 149,4 256,3 110,3 158,2 268,6San Gabán 705,1 1,1 706,2 781,2 1,2 782,5S. Minera Corona 148,9 148,9 154,6 154,6E. Santa Cruz 103,0 103,0 184,5 184,5S. de Fibras 241,3 241,3 217,8 217,8Kallpa 4 284,0 4 284,0 5 458,4 5 458,4Chinango 1 145,8 1 145,8 1 140,6 1 140,6Gepsa 69,9 69,9 72,8 72,8Celepsa 1 222,8 1 222,8 1 149,1 1 149,1AIPSA 92,8 92,8 90,8 90,8MAJA 15,2 15,2 11,7 11,7SINERSA 59,5 59,5 47,3 47,3E. Santa Rosa 5,1 5,1 4,1 4,1Aguas y Energia 87,2 87,2 82,4 82,4PETRAMAS 31,6 31,6 31,2 31,2HIDROCAÑETE 11,7 11,7 25,8 25,8SDE Piura 91,5 91,5 192,3 192,3Maple Etanol 37,8 37,8 103,9 103,9GTS MAJES 21,3 21,3 48,6 48,7GTS REPARTICION 20,6 20,6 48,2 48,2GTS Tacna Solar 12,4 12,4 49,6 49,6Panamericana Solar 0,0 0,0 50,4 50,4E. YANAPAMPA 0,0 19,1 19,1E. Rio Doble 0,0 18,3 18,3Fénix Power 0,0 13,4 13,5Termochilca 0,0 54,5 54,5TOTAL 20 846 16 250 216 37 313 21 126 18 118 423 39 667

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Año 2013Año 2012

PRODUCCION DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.hComparación IV Trimestre

HUANCHORE. Rio DobleE. YANAPAMPAPanamericana SolarGTS Tacna SolarGTS REPARTICIONGTS MAJESMaple EtanolSDE PiuraHIDROCAÑETEPETRAMASAguas y EnergiaE. Santa RosaSINERSAMAJAAIPSACelepsaGepsaE. Santa CruzEgesurShougesaS. Minera CoronaS. de FibrasEepsaChinango San GabánEgasaEgemsaTermoselvaKallpaSN PowerEgenorEnersurElectroperúEdegel

19El Informativo


INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEIN

Empresas IV Trimestre 2013 Vs IV Trimestre 2012HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA RENOVABLE TOTAL

Electroperú 0,4% -76,3% -1,1%Edegel 1,1% -4,0% -1,7%Egenor -1,6% -47,2% -11,7%Eepsa - -71,5% -71,5%SN Power 1,2% - 1,2%Termoselva - -55,9% -55,9%Shougesa - -1,6% -1,6%Egemsa -3,2% - -2,9%Egasa 8,3% 20,9% 11,1%Enersur 5,5% 38,7% 33,5%Egesur 3,2% 5,9% 4,8%San Gabán 10,8% 13,4% 10,8%S. Minera Corona 3,8% - 3,8%E. Santa Cruz 79,1% - 79,1%S. de Fibras - -9,7% -9,7%Kallpa - 27,4% 27,4%Chinango -0,5% - -0,5%Gepsa 4,1% - 4,1%Celepsa -6,0% - -6,0%AIPSA - -2,2% -2,2%MAJA -23,2% -23,2%SINERSA -20,5% -20,5%E. Santa Rosa -18,7% -18,7%Aguas y Energia -5,5% -5,5%PETRAMAS -1,3% -1,3%HIDROCAÑETE 120,4% - - 120,4%SDE Piura - - - 0,0%Maple Etanol - - - 175,1%GTS MAJES - - - 128,7%GTS REPARTICION - - - 134,1%GTS Tacna Solar - - - 300,2%Panamericana Solar 0,0%E. YANAPAMPA - - - 0,0%E. Rio Doble - 0,0%Fénix Power - 0,0%TermochilcaTOTAL 1,34% 11,50% 95,33% 6,31%

En términos de participación por tipo de fuente se observa que, en el total de la energía producida al cuarto trimestre del año 2013, la producción de energía proveniente de centrales hidroeléctricas ha registrado una disminución de 2,6% comparado con el cuarto trimestre del año 2012.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE - SEIN

Participación iv Trimestre

53,3%

45,7%

55,9%

43,6%

2013

2012

HIDROELÉCTRICA

RENOVABLE

TERMOELÉCTRICA

1,1%0,6%

20 El Informativo


ESTADÍSTICA DE LA CAPACIDAD EFECTIVA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEINPARTICIPACIÓN IV Trimestre 2013

44,5%

54,2%

44,1%

54,0%

2013

2012

RENOVABLE

TERMOELÉCTRICA

1,4%1,9%

HIDROELÉCTRICA

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Año 2013Año 2012

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEINComparación IV Trimestre

TERMOSELVATACNA SOLARSN POWERSINERSASHOUGESASDF ENERGÍASDE PIURASANTA CRUZSAN GABANRIO DOBLEPETRAMAS S.A.C.PANAMERICANA SOLARMAPLE ETANOLMAJA ENERGÍAKALLPA GENERACION S.A.HUANCHORHIDROCAÑETE S.A.GTS REPARTICIONGTS MAJESGEPSAENERSURELECTROPERUELECTRICA YANAPAMPAELECTRICA SANTA ROSAEGESUREGENOREGEMSAEGASAEEPSAEDEGELCHINANGOCELEPSACAHUAAGUAS Y ENERGIA PERUAGRO INDUSTRIAL PARAMONGA

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA IV Trimestre 2012

AGUAS Y ENERGIA PERU 0,02%MAJA ENERGÍA 0,03%

CELEPSA 0,1%ELECTRICA SANTA ROSA 0,1%SINERSA 0,1%

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 0,1%GEPSA 0,3%

HIDROCAÑETE S.A. 0,4%PETRAMAS S.A.C. 0,6%

SANTA CRUZ 0,8%EGESUR 0,8%

SHOUGESA 0,9%

EGEMSA 1,3%EEPSA 1,7%

SAN GABAN 1,7%TERMOSELVA 2,6%

CHINANGO 2,8%SDF ENERGÍA 3,2%

SN POWER 4%

EGASA 4,7%EGENOR 9,2%

KALLPA GENERACION S.A. 12,8%

ENERSUR 14,8%

ELECTROPERU 15,3%

EDEGEL 21,5%

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA IV Trimestre 2013

MAPLE ETANOL 0,4%; SDE PIURA 0,4%; GTS MAJES 0,3%;GTS REPARTICION 0,3%; PANAMERICANA SOLAR 0,3%;TACNA SOLAR 0,3%; HUANCHOR 0,3%;RIO DOBLE 0,3%; ELECTRICA YANAPAMPA 0,1%

CAHUA 1,3%AGUAS Y ENERGIA PERU 0,2%MAJA ENERGÍA 0,05%CELEPSA 3,1%ELECTRICA SANTA

ROSA 0,03%SINERSA 0,1%

AGRO INDUSTRIALPARAMONGA 0,2%

GEPSA 0,1%HIDROCAÑETE S.A. 0,1%

PETRAMAS S.A.C. 0,1%SANTA CRUZ 0,5%

EGESUR 0,8%SHOUGESA 0,9%

EGEMSA 1,4%

EEPSA 1,6%SAN GABAN 1,7%

TERMOSELVA 2,4%CHINANGO 2,7%

SDF ENERGÍA 0,4%SN POWER 2,5%

EGASA 4,5%EGENOR 8,7%

KALLPA GENERACION S.A. 12,1%

ENERSUR 17,8%

ELECTROPERU 13,8%

EDEGEL 20,6%

21El Informativo


EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA

De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la cobertura de la máxima demanda registrada en el cuarto trimestre del año 2013, fue 5,4% mayor que su similar registrado en el año 2012. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de dicha variable desagregado por centrales hidroeléctricas, termoeléctricas y renovables del SEIN.

aÑO Mes ( MW )

Hidroeléctrica Termoeléctrica renovables Total

2012

ENERO 2 728 2 115 16 4 858

FEBRERO 2 751 2 135 14 4 900

MARZO 2 839 2 246 14 5 099

ABRIL 2 683 2 349 17 5 049

MAYO 2 935 2 133 4 5 071

JUNIO 2 606 2 406 17 5 030

JULIO 2 519 2 496 16 5 031

AGOSTO 2 465 2 510 17 4 993

SETIEMBRE 2 551 2 457 18 5 027

OCTUBRE 2 636 2 411 33 5 079

NOVIEMBRE 2 707 2 471 34 5 212

DICIEMBRE 2 843 2 431 18 5 291

2013

ENERO 2 954 2 315 29 5 298

FEBRERO 2 098 3 186 40 5 324

MARZO 2 824 2 497 34 5 355

ABRIL 2 997 2 321 45 5 363

MAYO 2 642 2 732 15 5 389

JUNIO 2 833 2 501 32 5 366

JULIO 2 707 2 520 37 5 264

AGOSTO 2 330 2 910 16 5 255

SETIEMBRE 2 582 2 726 14 5 322

OCTUBRE 2 844 2 505 13 5 362

NOVIEMBRE 2 815 2 648 41 5 505

DICIEMBRE 2 815 2 727 33 5 575

Máx. Dem. IV Trim. 2012 2 843 2 431 18 5 291

Máx. Dem. IV Trim. 2013 2 815 2 910 33 5 575

% Variación 2013/2012 -1,0% 19,7% 87,5% 5,4%

El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales de generación en la cobertura de la máxima demanda del SEIN. Se observa que la participación promedio de las centrales hidroeléctricas en la cobertura de la Máxima Demanda en el tercer trimestre del año 2012 y 2013 es 50% y 48% respectivamente.

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN - SEIN

Ene-

12

Feb-

12

Mar

-12

Abr

-12

May

-12

Jun-

12

Jul-1

2

Ago-

12

Set-

12

Oct

-12

Nov

-12

Dic

-12

Ene-

13

Feb-

13

Mar

-13

Abr

-13

May

-13

Jun-

13

Jul-1

3

Ago-

13

Set-

13

Oct

-13

Nov

-13

Dic

-13

RenovablesTermoeléctricaHidroeléctrica

% P

arti

cipa

ción

en

la C

ober

tura

de la

Máx

ima

Dem

anda

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

22 El Informativo


PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de 1993, tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución.

TOTAL PERÚ (1993-2013*)

25%

20%

15%

10%

5%

0%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

7,91

%

7,59

%

7,45

%

7,39

%

7,28

%

7,33

%

7,25

%

7,12

%

6,85

%

7,05

%

7,10

%

7,04

%

6,95

%

6,88

%

6,84

%

6,81

%

6,82

%

6,83

%

6,71

%

6,64

%

6,60

%

9,0%

0,8%

1,5%2,0%

2,5%3,3%3,6%4,

3%4,8%7,

7%8,4%8,5%8,7%

21,9

%

8,6%

8,8%9,0%9,1%9,7%10

,3%

11,5

%

12,4

%14,6

%17,1

%19,7

%

20,6

%

7,3%7,

9%

7,6%7,8%

7,8%

8,0%8,2%8,6%

Edelnor (Lima Metropolitana)

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edelnor (Zonal Chancay)

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

25%

20%

15%

10%

5%

0%

(*) Cifras acumuladas al III Trimestre 2013 Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

Luz del Sur

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edecañete

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

25%

20%

15%

10%

5%

0%

23El Informativo


Electrocentro

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Electronoroeste

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Seal

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%


Electronorte

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Hidrandina19

9319

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

13

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Electro Sur Este

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

24 El Informativo


Electro Dunas

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Electro Oriente

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

Electro Ucayali

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%


Electrosur

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Sersa19

9319

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

13

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

Electro Puno

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

25El Informativo

siTuación ecOnóMica y financiera de las eMPresas de elecTricidad al 30/09/2013

Los resultados económicos que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estados financieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, remiten a OSINERGMIN. Para efectos de análisis y comparación con las cifras presentadas al 30 de setiembre de 2013, todas las cifras correspondientes En Millones de Nuevos Soles han sido re expresados a nuevos soles de setiembre 2013, utilizando para ello el índice (IPM) publicado por el INEI.

balance GeneralEl total de activos para setiembre del 2013 fue de S/. 23 669,3 millones. Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales a setiembre del 2013 ascienden a S/. 19 449,4 millones representando el 82,2% del total de activos.

Del total de activos S/. 23 669,3 millones (100%); el 44,6% de activos corresponde al conjunto de empresas generadoras, el 0,8% a las empresas transmisoras y el 54,6% a las empresas de distribución.

Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 96,8% (S/. 22 912,1 millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 3,2% (S/. 757,2 millones) a los Sistemas Aislados.

Al cierre de setiembre del presente año, el pasivo total asciende a S/. 8 741,9 millones lo cual representa el 36,9% de los activos totales.

En relación a la estructura del pasivo por subsector; el 42,0% de pasivos corresponden al conjunto de empresas generadoras, el 0,2% a las empresas transmisoras y el 57,9% a las empresas de distribución.A setiembre del 2013 el pasivo corriente asciende a S/. 3 210,4 millones (36,7% del pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/. 5 531,5 millones (63,3% del pasivo).

El patrimonio neto a setiembre del 2013 asciende a S/. 14 927,4 millones, el cual representa el 63,1% de los activos totales.

Cabe destacar que el 46,1% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras, mientras que a las empresas distribuidoras 52,7% y el 1,2% a las de transmisión.

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAl 30 de Setiembre de 2013

(Expresado en Millones de Nuevos Soles)

Generación Transmisión distribución Total

ACTIVO

ACTIVO CORRIENTE 1 488,9 42,2 1 878,4 3 409,5

ACTIVO NO CORRIENTE 9 065,1 154,4 11 040,2 20 259,8

Activo fijo 8 573,2 154,4 10 721,7 19 449,4

Otros activos no corrientes 491,9 318,5 810,4

TOTal acTivO 10 554,0 196,6 12 918,6 23 669,3

PASIVO 3 667,4 15,9 5 058,5 8 741,9

PASIVO CORRIENTE 846,6 ,9 2 362,9 3 210,4

PASIVO NO CORRIENTE 2 820,8 15,0 2 695,6 5 531,5

PATRIMONIO NETO 6 886,6 180,7 7 860,1 14 927,4

TOTal PasivO y PaTriMOniO 10 554,0 196,6 12 918,6 23 669,3

26 El Informativo

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL Al 30 de Setiembre de 2013En Millones de Nuevos Soles

empresas activocorriente

activono corriente

Pasivocorriente

Pasivono corriente

Patrimonioneto

Celepsa 56,1 1 006,3 101,7 307,8 653,0

Chavimochic 10,6 28,3 0,0 0,0 38,9

Chinango 43,9 560,5 76,0 194,4 334,0

Edegel 393,6 3 533,4 319,1 1 239,4 2 368,5

Eepsa 172,2 404,4 66,6 248,0 262,0

Egasa 202,1 781,0 33,9 82,5 866,7

Egemsa 61,7 672,8 50,4 9,4 674,6

Egenor 204,4 1 170,6 94,4 558,1 722,5

Egepsa 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Egesur 41,0 157,2 3,5 4,3 190,4

Electro Andes 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Electroperú 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Enersur 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Kallpa 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

San Gabán 86,0 407,0 49,2 75,9 368,0

Shougesa 93,8 43,9 20,4 12,6 104,7

Sinersa 42,5 110,9 11,5 59,6 82,3

Termoselva 81,1 188,8 19,9 28,8 221,1

Total Generadoras 1 488,9 9 065,1 846,6 2 820,8 6 886,6

Eteselva 42,2 154,4 0,9 15,0 180,7

Isa-Perú 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Redesur 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Rep 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Transmantaro 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total Transmisoras 42,2 154,4 0,9 15,0 180,7

Adinelsa 79,3 304,5 6,8 29,3 347,7

Coelvisac 9,6 50,2 9,0 20,4 30,3

Edecañete 8,9 77,0 7,7 11,4 66,7

Edelnor 405,6 2 514,4 688,4 1 030,8 1 200,7

Electrocentro 99,3 793,1 121,3 88,1 683,0

Electronoroeste 80,0 476,4 137,3 57,1 361,9

Electronorte 65,0 406,6 135,7 42,0 293,9

Electrosur 34,0 157,0 25,6 10,6 154,7

Electro Oriente 141,6 615,6 88,2 89,6 579,5

Electro Puno 77,9 230,0 16,0 19,9 272,0

Electro Sur Este 129,3 578,4 66,8 32,9 608,0

Electro Sur Medio 72,6 295,1 63,4 74,9 229,5

Electro Tocache 4,9 2,5 0,8 0,0 6,5

Electro Ucayali 61,1 148,1 14,6 5,1 189,6

Emseusa 1,0 5,4 0,8 0,1 5,5

Hidrandina 126,0 1 131,5 185,0 172,0 900,6

Luz del Sur 366,0 2 947,2 705,9 1 010,6 1 596,7

Seal 115,4 306,7 89,4 0,9 331,8

Sersa 0,9 0,8 0,3 0,0 1,4

Total distribuidoras 1 878,4 11 040,2 2 362,9 2 695,6 7 860,1

TOTal 3 409,5 20 259,8 3 210,4 5 531,5 14 927,4

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 3 267,8 19 644,2 3 122,2 5 441,9 14 347,9

SISTEMAS AISLADOS 141,6 615,6 88,2 89,6 579,5

TOTal 3 409,5 20 259,8 3 210,4 5 531,5 14 927,4

27El Informativo

estado de Ganancias y Pérdidas

Al 30 de Setiembre de 2013, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 8 107,5 millones. Los gastos operativos fueron de S/. 6 469,6 millones (79,8% de los ingresos), resultando una utilidad operativa de S/. 1 638 millones (20,2% de los ingresos). La utilidad neta del periodo fue de S/. 1 146,2 millones representando el 14,1% de los ingresos totales

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDASAl 30 de Junio de 2013

(Expresado en Millones de Nuevos Soles)

concepto Generación Transmisión distribución Total

Ingresos 2 383,6 16,7 5 707,2 8 107,5

Gastos 1 630,6 14,4 4 824,6 6 469,6

Combustibles y lubricantes 269,5 0,0 123,6 393,1

Compra de energía 559,2 0,1 3 226,7 3 786,0

Cargas de personal 141,3 0,0 326,8 468,1

Servicios prestados por terceros 134,7 3,3 532,4 670,3

Provisiones del ejercicio 333,2 9,1 380,4 722,6

Otros Gastos 192,7 1,9 234,7 429,3

Utilidad (Pérdida) de Operación 753,0 2,4 882,6 1 638,0

Utilidad de operación / ingresos 0,3 0,1 0,2 0,2

Ingresos (Gastos) no Operativos 19,8 0,5 -32,8 -12,5

Utilidad (Pérdida) Neta 557,6 2,0 586,5 1 146,2

Generación Interna de Recursos 1 086,2 11,4 1 263,0 2 360,6

Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad

Generación Transmisión Distribución

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

2383,6

753557,6

1086,2

1630,6

16,7 2,4 2,011,414,4

5707,2

882,6

586,5

1263

4824,6

IngresosGastosUtilidad (Pérdida) de OperaciónGeneración Interna de RecursosUtilidad (Pérdida) Neta

28 El Informativo

RESUMEN DE ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAl 30 de Setiembre de 2013En Millones de Nuevos Soles

empresas ingresos Gastosutilidad(Pérdida)

de operación

Generacióninterna derecursos

utilidad(Pérdida)

neta

Celepsa 202,6 141,8 60,8 88,6 6,6

Chavimochic 5,2 4,9 0,3 1,9 1,4

Chinango 111,5 46,5 65,0 75,6 40,0

Edegel 956,3 649,1 307,2 474,4 295,5

Eepsa 114,4 76,9 37,4 49,1 15,5

Egasa 142,2 105,8 36,4 62,8 27,4

Egemsa 82,2 52,0 30,2 46,9 21,3

Egenor 339,1 241,2 98,0 139,0 65,4

Egesur 36,2 31,3 4,8 10,8 3,6

Electro Andes 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Electroperú 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Enersur 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Kallpa 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

San Gabán 116,5 72,4 44,1 52,9 31,3

Shougesa 63,4 51,1 12,2 15,7 8,9

Sinersa 21,9 13,3 8,6 12,6 6,6

Termoselva 192,1 144,2 47,9 55,7 34,2

Total Generadoras 2 383,6 1 630,6 753,0 1 086,2 557,6

Eteselva 16,7 14,4 2,4 11,4 2,0

Isa-Perú 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Redesur 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Rep 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Transmantaro 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total Transmisoras 16,7 14,4 2,4 11,4 2,0

Adinelsa 54,3 57,8 -3,4 8,9 -3,7

Coelvisac 93,0 90,8 2,2 4,0 2,4

Edecañete 22,1 21,7 0,4 4,0 0,2

Edelnor 1 635,2 1 316,0 319,2 422,1 199,3

Electrocentro 252,6 219,8 32,8 69,0 25,0

Electronoroeste 285,1 254,6 30,5 46,6 20,4

Electronorte 211,7 191,5 20,2 33,5 13,6

Electrosur 87,6 79,0 8,7 15,3 6,8

Electro Oriente 248,9 241,0 7,9 27,9 6,9

Electro Puno 95,3 81,0 14,3 23,8 9,2

Electro Sur Este 183,8 155,5 28,3 50,6 19,9

Electro Sur Medio 175,8 160,7 15,0 27,2 10,3

Electro Tocache 11,9 8,8 3,1 3,2 3,0

Electro Ucayali 68,0 67,7 0,3 5,0 2,0

Emseusa 3,2 2,7 0,5 0,8 0,3

Hidrandina 441,6 402,3 39,3 82,8 23,7

Luz del Sur 1 593,6 1 257,6 336,0 395,7 224,8

Seal 240,4 213,6 26,8 42,1 21,8

Sersa 3,1 2,7 0,4 0,5 0,4

Total distribuidoras 5 707,2 4 824,6 882,6 1 263,0 586,5

TOTal 8 107,5 6 469,6 1 638,0 2 360,6 1 146,2

SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 7 858,6 6 228,6 1 630,1 2 332,7 1 139,2

SISTEMAS AISLADOS 248,9 241,0 7,9 27,9 6,9

TOTal 8 107,5 6 469,6 1 638,0 2 360,6 1 146,2

29El Informativo

ratios financierosEn función a los estados financieros de las empresas al 30 de setiembre de 2013 se ha preparado ratios a nivel de empresa y consolidado por tipo y sistema. Para los totales consolidados por tipo de empresa, estos ratios 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.

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS AL 30 DE SETIEMBRE DE 2013(En Millones de Nuevos Soles)

empresas razóncorriente

endeudamiento Patrimonial

Gir sobre Patrimonio (%)

Gir sobre activo no corriente (%)

efectividad de cobranzas (días) (*)

Gastos en Personal (%)

Celepsa 0,55 0,63 16,68% 10,82% 53 13,05%

Chavimochic 0,00 0,00 5,46% 7,51% 13 37,39%

Chinango 0,58 0,81 30,55% 18,20% 26 5,34%

Edegel 1,23 0,66 26,87% 18,01% 55 9,50%

Eepsa 2,59 1,20 26,42% 17,12% 144 11,15%

Egasa 5,96 0,13 8,74% 9,69% 62 12,07%

Egemsa 1,22 0,09 9,37% 9,39% 47 13,49%

Egenor 2,17 0,90 25,26% 15,59% 38 18,84%

Egesur 11,71 0,04 7,14% 8,65% 49 20,98%

Electro Andes 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

Electroperú 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

Enersur 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

Kallpa 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

San Gabán 1,75 0,34 18,70% 16,91% 71 11,27%

Shougesa 4,60 0,31 17,09% 40,77% 63 6,37%

Sinersa 3,68 0,86 13,63% 10,11% 46 32,83%

Termoselva 4,06 0,22 35,29% 41,33% 46 7,26%

Generación 1,76 0,53 26,41% 20,06% 54 11,58%

Eteselva 47,06 0,09 8,13% 9,51% 71 19,55%

Isa-Perú 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

Redesur 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

Rep 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

Transmantaro 0,00 0,00 0,00% 0,00% 0 0,00%

TransMisión 47,06 0,09 43,13% 50,47% 28 19,55%

Adinelsa 11,73 0,10 6,01% 6,86% 78 80,57%

Coelvisac 1,06 0,97 17,32% 10,47% 56 9,50%

Edecañete 1,14 0,29 7,25% 6,28% 101 11,82%

Edelnor 0,59 1,43 45,54% 21,75% 53 22,52%

Electrocentro 0,82 0,31 14,84% 12,78% 54 16,14%

Electronoroeste 0,58 0,54 16,04% 12,18% 49 20,27%

Electronorte 0,48 0,60 18,26% 13,20% 50 17,13%

Electrosur 1,33 0,23 12,06% 11,88% 47 17,20%

Electro Oriente 1,61 0,31 5,84% 5,50% 72 18,65%

Electro Puno 4,88 0,13 11,21% 13,26% 64 20,10%

Electro Sur Este 1,94 0,16 11,24% 11,82% 48 18,61%

Electro Sur Medio 1,15 0,60 11,72% 9,11% 55 19,81%

Electro Tocache 5,83 0,13 56,87% 150,31% 49 17,00%

Electro Ucayali 4,20 0,10 4,27% 5,46% 46 17,00%

Emseusa 1,25 0,15 35,86% 36,85% 49 23,96%

Hidrandina 0,68 0,40 11,91% 9,48% 51 18,79%

Luz del Sur 0,52 1,07 33,78% 18,30% 55 11,40%

Seal 1,29 0,27 16,86% 18,24% 48 15,77%

Sersa 3,22 0,21 42,25% 78,13% 47 22,24%

disTribución 0,79 0,64 21,45% 15,27% 54 15,05%

SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 1,05 0,60 24,70% 18,81% 53 13,94%

SISTEMAS AISLADOS 1,61 0,31 6,66% 6,33% 72 17,20%

TOTal 1,06 0,59 24,00% 18,42% 54 14,04%

(*) Para las empresas San Gabán y Eteselva la efectividad de cobranza se calcula como: Total Ingresos / Total Cuentas por Cobrar

Total Cuentas por Cobrar = Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) + Otras Cuentas por Cobrar (Neto) + Cuentas por Cobrar Emp. del Sector

30 El Informativo

NOTICIAS

Resultados de la Fijación del Ep y FBP (Año 2013)

De acuerdo a lo señalado en el numeral 3.4 y 3.5 de la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD, el OSINERGMIN debe fijar el factor de ponderación del precio de la energía (Ep) y el factor de balance de potencia en horas de punta (FBP).

Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 061-2013-OS/CD se fijó el Ep para el periodo Mayo 2013 – Abril 2014. Debido a que en el año 2013 corresponde la Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica y la actualización de los parámetros de cálculo, entre ellos el FBP, el cual fue fijado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 203-2013-OS/CD para el periodo Noviembre 2013 – Abril 2014. En los siguientes cuadros se muestran los resultados:

empresa ep empresa sistema fbPEdelnor 0,243 Edecañete Cañete 0,8789Luz del Sur 0,231

Edelnor

Lima Norte MT 0,9107Edecañete 0,259 Lima Norte BT 0,9423Electrocentro 0,283 Huaral-Chancay

1,0111Electronorte 0,265 HuachoHidrandina 0,267 Supe-BarrancaElectronoroeste 0,263

Electro Dunas

Chincha

0,9102Electro Dunas 0,259 IcaCoelvisac 0,226 Pisco y ParacasEmsemsa 0,244 Santa Margarita y TacamaElectro Tocache 0,261

Electro OrienteIquitos

0,8587Electrosur 0,257 TarapotoElectro Sur Este 0,284 Electro Puno Juliaca 1,0059Electro Puno 0,283 Electro Sur Este Cusco 0,8713Seal 0,261 Electro Ucayali Pucallpa 0,8964Electro Ucayali 0,245

ElectrocentroHuancayo

0,9273Electro Oriente 0,269 HuánucoSersa 0,330

Electronoroeste

Piura y Catacaos

0,9560Emseusac 0,264 Tumbes, Máncora, Corrales y ZarumillaElectro Pangoa 0,300 SullanaAdinelsa 0,327 PaitaEgepsa 0,238

ElectronorteChiclayo

0,8676Edelsa 0,277 Chiclayo Baja Densidad y OlmosChavimochic 0,231

ElectrosurIlo

0,8310Tacna

Hidrandina

Cajamarca

0,9018Chimbote, Casma, Nepeña, Santa y Santa RuralTrujillo, Paiján-Malabrigo y QuiruvilcaCaraz-Carhuaz-Huaraz

Luz del Sur Lima Sur 0,9196Seal Arequipa 0,8450

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, Lima 41, PerúTeléfonos: (511) 224 0487 - 224 0488Fax: (511) 224 0491Correo Electrónico: [email protected] Web: www2.osinerg.gob.pe

Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú Nº 2013-10617

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COLABORADORESJuan José Javier Jara [email protected] Cossío Giuria [email protected] Cabrera Llamoca [email protected] Damas Flores [email protected] Buenalaya Cangalaya [email protected]

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

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