Upload
others
View
7
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
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
Fuente: GART-OSINERGMIN
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
Fuente: GART-OSINERGMIN
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
Fuente: GART-OSINERGMIN
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.
Gráfico 5.2: Evolución del VAD del Sector Típico 2
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.
Gráfico 5.3: Evolución del VAD del Sector Típico 3
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
Gráfico 5.4: Evolución del VAD del Sector Típico 4
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.
Gráfico 5.5: Evolución del VAD del Sector Típico 5
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).
Gráfico 5.6: Evolución del VAD del Sector Típico 6
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
2013N° Número Oficial Fecha de
ExpediciónFecha de
Publicación Asunto o Materia Regulada
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
2013N° Número Oficial Fecha de
ExpediciónFecha de
Publicación Asunto o Materia Regulada
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
2013N° Número Oficial Fecha de
ExpediciónFecha de
Publicación Asunto o Materia Regulada
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
PotenciaEnergíaTotal
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
PotenciaEnergíaTotal
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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%
(*) Cifras acumuladas al III Trimestre 2013 Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales
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
INFORMACIÓNESTADÍSTICA
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%
(*) Cifras acumuladas al III Trimestre 2013 Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales
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
Diseño y diagramación:Pi Consultoria e Ingenieria S.A.C. - [email protected]
COMITÉ EDITORIAL:Víctor Ormeño Salcedo [email protected] Grajeda Puelles [email protected] Mendoza Gacón [email protected] Palacios Olivera [email protected]
COLABORADOR (Artículo Técnico):Juan José Javier Jara [email protected]
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