Editorial · 2000. 5. 31. · BT5 desde el 1° de mayo de 2000 hasta el 30 de abril de 2001....

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EDITA: Comisión de Tarifas de Energía En la presente edición se presentan los resultados finales de las operaciones comerciales y económico financieras de las empresas del sector elØctrico correspondientes al aæo 1999. Asimismo se presenta la información detallada del cÆlculo del factor de balance de potencia en horas de punta. En cuanto a la evolución de las pØrdidas de energía en los sistemas de distribución a diciembre de 1999 Østas han alcanzado el objetivo de las pØrdidas reconocidas por las tarifas elØctricas. La evolución de las tarifas elØctricas a nivel de los precios en barra con relación a los precios regulados en el mes de mayo de 1997 se han mantenido con mínimas variaciones, dicho comportamiento se debe fundamentalmente a los efectos del precio de los combustibles y a la entrada del Gas de Camisea, el primer factor impulsó el incremento del costo variable por la elevación del precio de Diesel 2 y el Residual 6 mientras que el segundo factor influyó en una reducción del precio variable debido a la entrada de turbinas a gas con menores precios de producción, cabe mencionarse que los precios en barra se calculan para la oferta y demanda proyectada con un horizonte de 48 meses (4 aæos). En cuanto a los resultados económicos y financieros a diciembre de 1999 se puede afirmar que estos son adecuados. Las utilidades obtenidas por las empre- sas elØctricas son: generación S/. 464 millones, transmisión S/. 61 millones y dis- tribución S/. 247 millones. La generación interna de recursos (cash flow) de las empresas de electricidad alcanzó los S/. 2 024 millones. Dentro de otros aspectos mencionamos la Ley No. 27239 que establece los contratos de venta de electricidad para los suministros que se efectœan en condi- ciones de competencia contemplan cargos regulados por el uso de las instalacio- nes de transporte y distribución. Con dicha modificación el objetivo que se per- sigue dentro del sector es permitir el acceso de los generadores a los clientes libres, que se ubican dentro las instalaciones de las empresas de distribución elØctrica. Por otro lado, con miras a la regulación cuatrienal de las tarifas de distribución la CTE ha brindado dos cursos de capacitación: uno referido a la operación del Sistema VNRinfo V2.0 y el otro referido al uso del Sistema de Información de los Costos de Distribución SICODI, sistemas que facilitarÆn a las empresas distribuidoras de electricidad elaborar el CÆlculo del Valor Nuevo de Reemplazo de sus instalaciones elØctricas y de sus activos fijos en inmuebles, maquinarias y equipos. Siendo un propósito de la CTE brindar información a sus lectores les hacemos conocer que pueden acceder a nuestras publicaciones, resoluciones tarifarias, pliegos tarifarios, factores de actualización, etc. visitÆndonos a nuestro Website: www.cte.org.pe. JUL. 2000 AÑO 4 / No.2 Editorial: ////// CONTENIDO Editorial 1 Factor de Balance de Potencia en Horas de Punta (FBP) 2 Resoluciones Tarifarias 5 Evolución de las Tarifas de Electricidad 6 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Mercado Eléctrico 8 Producción de Electricidad 11 Evolución de la Comparación de Precios No Regulados(libres) con los Precios Teóricos 16 Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución 18 Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/1999 19 Noticias CTE 23

Transcript of Editorial · 2000. 5. 31. · BT5 desde el 1° de mayo de 2000 hasta el 30 de abril de 2001....

  • EDITA: Comisión de Tarifas de Energía

    En la presente edición se presentan los resultados finales de las operaciones comerciales y económico financieras de lasempresas del sector eléctrico correspondientes al año 1999. Asimismo se presenta la información detallada del cálculo delfactor de balance de potencia en horas de punta.

    En cuanto a la evolución de las pérdidas de energía en los sistemas de distribución a diciembre de 1999 éstas hanalcanzado el objetivo de las pérdidas reconocidas por las tarifas eléctricas.

    La evolución de las tarifas eléctricas a nivel de los precios en barra con relación a los precios regulados en el mes de mayode 1997 se han mantenido con mínimas variaciones, dicho comportamiento se debe fundamentalmente a los efectos delprecio de los combustibles y a la entrada del Gas de Camisea, el primer factor impulsó el incremento del costo variable porla elevación del precio de Diesel 2 y el Residual 6 mientras que el segundo factor influyó en una reducción del preciovariable debido a la entrada de turbinas a gas con menores precios de producción, cabe mencionarse que los precios enbarra se calculan para la oferta y demanda proyectada con un horizonte de 48 meses (4 años).

    En cuanto a los resultados económicos y financieros a diciembre de 1999 sepuede afirmar que estos son adecuados. Las utilidades obtenidas por las empre-sas eléctricas son: generación S/. 464 millones, transmisión S/. 61 millones y dis-tribución S/. 247 millones. La generación interna de recursos (cash flow) de lasempresas de electricidad alcanzó los S/. 2 024 millones.

    Dentro de otros aspectos mencionamos la Ley No. 27239 que establece loscontratos de venta de electricidad para los suministros que se efectúan en condi-ciones de competencia contemplan cargos regulados por el uso de las instalacio-nes de transporte y distribución. Con dicha modificación el objetivo que se per-sigue dentro del sector es permitir el acceso de los generadores a los clienteslibres, que se ubican dentro las instalaciones de las empresas de distribucióneléctrica.

    Por otro lado, con miras a la regulación cuatrienal de las tarifas de distribuciónla CTE ha brindado dos cursos de capacitación: uno referido a la operación delSistema VNRinfo V2.0 y el otro referido al uso del Sistema de Información de losCostos de Distribución SICODI, sistemas que facilitarán a las empresasdistribuidoras de electricidad elaborar el Cálculo del Valor Nuevo de Reemplazode sus instalaciones eléctricas y de sus activos fijos en inmuebles, maquinarias yequipos.

    Siendo un propósito de la CTE brindar información a sus lectores les hacemosconocer que pueden acceder a nuestras publicaciones, resoluciones tarifarias,pliegos tarifarios, factores de actualización, etc. visitándonos a nuestro Website:www.cte.org.pe.

    JUL. 2000AÑO 4 / No.2

    Editorial:

    //////

    CONTENIDO

    Editorial 1

    Factor de Balance de Potencia enHoras de Punta (FBP) 2

    Resoluciones Tarifarias 5

    Evolución de las Tarifas de Electricidad 6

    INFORMACIÓN ESTADÍSTICA

    – Mercado Eléctrico 8– Producción de Electricidad 11– Evolución de la Comparación de

    Precios No Regulados(libres)con los Precios Teóricos 16

    – Pérdidas de Energía en los SistemasEléctricos de Distribución 18

    Situación Económica y Financierade las Empresas de Electricidad al31/12/1999 19

    Noticias CTE 23

  • 2 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    Factor de Balance de Potencia en Horas dePunta (FBP)

    INTRODUCCIÓNLa Resolución N° 023-97 P/CTE en su literal B, numeral

    6, Artículo Primero, establece que para cada sistema eléc-trico con demanda mayor a 12 MW se determinará anual-mente el Factor de Balance de Potencia Coincidente enHoras de Punta (FBP).

    La Comisión de Tarifas de Energía (CTE) mediante Reso-lución N° 012-98 P/CTE aprobó el “Manual de Procedi-mientos, Formatos y Medios para el Cálculo del FBP”. EsteManual contiene los formatos que las empresas de distri-bución emplean para la presentación de la información.

    La CTE mediante Resoluciones N° 006-99 P/CTE y 006-2000 P/CTE fijó dichos factores. En el presente artículo seresume la metodología empleada para dicho cálculo.

    Las ventas de energía y potencia de los sistemas eléctri-cos mayores a 12 MW de demanda máxima, se ajustananualmente con el objetivo de evitar sobre-venta o sub-venta de potencia de punta.

    El mecanismo de ajuste, ha sido denominado Factor deBalance de Potencia en Horas de Punta ó simplemente FBP.

    El FBP es fijado a partir del primero de mayo de cadaaño y tiene una vigencia anual. Las empresas solicitananualmente a la CTE la aprobación de sus resultados paralo cual presentan el sustento respectivo a más tardar el 28de febrero de cada año, en los formatos aprobados en laResolución 012-98 P/CTE.

    Para la determinación del FBP se toma en cuenta losiguiente: Reajuste de las compras de energía y potencia por ex-

    ceso o defecto de las pérdidas reales respecto a laspérdidas reconocidas del sistema de distribución.

    Cálculo del Factor de Crecimiento Vegetativo y Varia-ción de la Demanda (FCVV) de cada sistema eléctrico.

    FORMA DE CÁLCULOEl FBP es igual a la relación entre la máxima demanda

    eficiente (MD) y la potencia teórica coincidente (PTC) delsistema eléctrico de distribución a nivel de media tensióncorrespondiente al mercado regulado.

    MDFBP =

    PTCDonde:PTC = Potencia teórica coincidente del sistema eléc-

    trico de distribuciónMD = Máxima demanda eficiente del sistema eléc-

    trico de distribución (potencia ingresada me-nos pérdidas)

    Potencia Teórica Coincidente (PTC)La potencia teórica coincidente (PTC) se calcula a nivel

    de media tensión del sistema eléctrico de distribución. Di-cha PTC es igual a la suma de los siguientes tres términos:

    PTCB : Potencia teórica coincidente de las tarifasbinomias.

    PTCM : Potencia teórica coincidente de las tarifasmonomias.

    PPR : Pérdidas de potencia reconocidas.

    PTC = PTCB + PTCM + PPR

    El cálculo de las variables PTCB, PTCM y PPR se efectúaconforme al procedimiento establecido en las ResoluciónN° 012-98 P/CTE.

    Cálculo del FBP anual aplicable como pro-medio de los FBP mensuales.

    Uso de los factores de expansión de pér-didas, coincidencia y contribución a lapunta establecidos en la ResoluciónN° 023-97 P/CTE.

    Cálculo de la potencia coincidente en ho-ras punta del alumbrado público en fun-ción de: La facturación mensual de alumbrado

    público (porcentaje de facturación máxi-ma según Artículo 184° del reglamentode la Ley de Concesiones Eléctricas).

    El precio medio de la tarifa BT4AP pu-blicada por la empresa para el mes co-rrespondiente.

    Horas de utilización diaria del parque dealumbrado público: Máx.12 horas.

    CÁLCULO DE LA POTENCIA TEÓRICA COINCIDENTE (PTC)

  • COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 3

    Máxima Demanda (MD)La máxima demanda eficiente (MD) a nivel de media

    tensión del sistema eléctrico de distribución es igual a:

    MD = IPMT PCML PRML EDP

    Donde:

    IPMT : Ingreso de Potencia a Media Tensión

    PCML : Potencia Coincidente en MT y BT del Merca-do Libre

    PRML : Pérdidas de Potencia en MT y BT del Merca-do Libre

    EDP : Exceso o Defecto de Pérdidas de Potencia

    El cálculo de las variables IPMT, PCML, PRML y EDP seefectúa conforme al procedimiento descrito en la Resolu-ción 012-98 P/CTE y sus modificatorias.

    CÁLCULO DEL FACTOR DECRECIMIENTO VEGETATIVO YVARIACIÓN DE LA DEMANDA(FCVV)

    El valor a utilizar debe ser sustentadopor cada empresa concesionaria, paralo cual las mismas deben presentar unestudio justificatorio para su análisis yaprobación por parte de la CTE. El pro-cedimiento a adoptar por la CTE es elsiguiente:

    Se considera que para la aplicacióndel factor FCVV debe verificarse si el

    CÁLCULO DE LA MÁXIMA DEMANDA (MD)

    sistema eléctrico tuvo un crecimiento vegetativo o ex-pansivo.

    Se considerará que un sistema eléctrico tiene crecimien-to vegetativo cuando la tasa del crecimiento de los clien-tes no supera la tasa de crecimiento poblacional publi-cada por el INEI.

    Se determinan los períodos continuos de máxima de-manda que se deben únicamente al crecimiento vege-tativo. Cuando la tasa de crecimiento vegetativo delsistema eléctrico en un determinado mes supera la tasamáxima se considera un crecimiento expansivo.

    Determinado este punto se inicia un nuevo períodode análisis y se determina nuevamente el nuevo perío-do que corresponda a un crecimiento vegetativo. Elanálisis termina cuando se alcance el mes 12. Dichoscriterios se muestran en los siguientes gráficos:

    SIGUE EN PAG.4

    SISTEMAS ELÉCTRICOS CON TASAS DE CRECIMIENTO VEGETATIVO

  • 4 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    Luego de determinar los períodos con crecimientovegetativo, se determina el factor FCVV como sigue:

    a) Sistemas eléctricos con tasas de crecimientovegetativo

    Se considera que un sistema eléctrico tiene una tasa decrecimiento vegetativo cuando estos no sobrepasan las tasasde crecimiento establecidas.

    El FCVV se calcula a partir de la aplicación de la siguien-te fórmula:

    IPMT Máxima Anual

    IMPT Mensual iFCVVa = ... (A)

    12

    Donde:

    FCVVa : Factor Anual de Crecimiento Vegetativo y Va-riación de la Demanda

    IPMT Máxima Anual : Ingreso de Potencia a MediaTensión Máxima Anual

    IPMT Mensual i : Ingreso de Potencia Mensual a Me-dia Tensión en el mes i

    i : Mes 1 al 12

    b) Sistemas eléctricos con crecimiento expansivoEl sistema eléctrico cuyo crecimiento supere la tasa de

    crecimiento vegetativo, se encontrará en una fase de cre-cimiento expansiva (incorporación de nuevas localidadeso un número muy grande de clientes).

    En este caso, el cálculo del FCVV se calcula de acuerdo ala siguiente fórmula:

    PiFCVVb = x FCVVai ... (B)

    12

    Donde:

    FCVVb : Factor Anual de Crecimiento Vegetativo y Va-riación de la Demanda.

    FCVVa : Factor de Crecimiento Vegetativo y Variaciónde la Demanda del Período i.

    Pi : Período i (mes o meses), donde el CrecimientoVegetativo no supera la tasa máxima.

    N : Número de períodos con un máximo de 12.

    CÁLCULO DEL FBPUna vez efectuado el proceso de consistencia, El cálculo

    del FBP se realiza en función a los formatos aprobados enla Resolución 012-98 P/CTE, como se describe a conti-nuación:

    Los resultados obtenidos en los sistemas eléctricos parti-culares de cada empresa son ponderados en función a la

    SISTEMAS ELÉCTRICOS CON CRECIMIENTO VEGETATIVO

    12

    i = 1

    n

    i = 1

    CÁLCULO DEL FACTOR DE BALANCE DE POTENCIACOINCIDENTE EN HORA DE PUNTA (FBP)

  • COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 5

    RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍAAÑO 2000

    RESOLUCIONESTARIFARIAS

    001-2000 18/02/2000 29/02/2000 Fija Factor inicial del refor-zamiento de Sistemas deTransmisión Eléctrica del Sur,relativo a contrato suscritocon Red Eléctrica del Sur.

    002-2000 28/02/2000 29/02/2000 Establece vigencia de Facto-res de Ponderación de Ener-gía señalados en la Resolu-ción N° 002-99 P/CTE.

    003-2000 13/04/2000 15/04/2000 Aprueba los Factores de Pon-deración de la Energía (Ep)aplicables para el cálculo delcargo de energía de las op-ciones tarifarias MT4, BT4 yBT5 desde el 1° de mayo de2000 hasta el 30 de abril de2001.

    004-2000 13/04/2000 15/04/2000 Fija Tarifas en Barra y fórmu-las de actualización para su-ministros a que se refiere elArtículo 43° inciso c) de laLey de Concesiones Eléctri-cas.

    005-2000 25/04/2000 Aprueba la Memoria Anual1999 de la Comisión de Ta-rifas de Energía.

    006-2000 27/04/2000 29/04/2000 Aprueba el Factor de Balan-ce de Potencia Coincidenteen Horas de Punta (FBP) anivel de empresa aplicable alos sistemas eléctricos condemanda máxima mayor a12 MW desde el 01 de mayodel año 2000 hasta el 30 deabril del año 2001

    007-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara fundado en parte elRecurso de Reconsideracióninterpuesto por el Comité deOperación Económica delSistema Interconectado Cen-tro Norte, COES-SICN con-tra la Resolución de la Co-misión de Tarifas de EnergíaN° 004-2000 P/CTE.

    008-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara infundado el Recur-so de Reconsideración inter-puesto por HIDRANDINAS.A., contra la Resolución N°004-2000 P/CTE.

    009-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara fundado el Recursode Reconsideración inter-puesto por ETESUR S.A., y or-denan se efectúe correcciónen el cuadro que aparece enel Artículo Décimo de la Re-solución N° 004-2000P/CTE:

    010-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara fundado el Recursode Reconsideración inter-puesto por LUZ DEL SURS.A.A. contra la ResoluciónN° 004-2000 P/CTE y se dejasin efecto el Artículo DécimoSétimo de la Resolución N°004-2000 P/CTE.

    011-2000 08/06/2000 09/06/2000 Declara infundado Recursode Reconsideración inter-puesto por la empresaELECTROCENTRO S.A. con-tra la Resolución N° 006-2000 P/CTE.

    012-2000 08/06/2000 09/06/2000 Declara infundado Recursode Reconsideración inter-puesto por la empresaELECTRONORTE S.A. contrala Resolución N° 006-2000P/CTE.

    013-2000 08/06/2000 09/06/2000 Declara infundado Recursode Reconsideración inter-puesto por la empresaELECTRONOROESTE S.A.contra la Resolución N° 006-2000 P/CTE.

    014-2000 09/06/2000 11/06/2000 Aprueba documento de Pro-cedimiento y Cálculo de laTarifa en Barra correspon-diente a la regulación tarifariadel mes de mayo del año2000.

    Nº Fecha de Fecha de Asunto o MateriaP/CTE Expedición Publicación Regulada

    Nº Fecha de Fecha de Asunto o MateriaP/CTE Expedición Publicación Regulada

    demanda ingresada en la media tensión con el fin de de-terminar el factor FBP consolidado a nivel de empresa.

    RESULTADOS DEL FBPEl Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas

    de Punta (FBP) aprobado para cada empresa concesionariaen la Resolución N° 006-2000 P/CTE es el siguiente:

    Empresa Mayo 2000- Abril 2001

    Edelnor 0,9682Electro Centro 0,9845Electro Nor Oeste 0,9751Electro Norte 0,9360Electro Norte Medio 0,9995Electro Oriente 0,9027Electro Sur 0,9050Electro Sur Este 0,9303Electro Puno (*) 0,9977Electro Sur Medio 0,9320Electro Ucayali 0,9195Luz del Sur 0,9926Seal 0,9598

    (*) Hasta 1999 for-mó parte de Elec-tro Sur Este

  • 6 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    TARIFAS EN BARRAEn los gráficos siguientes se muestra la evolución del precio medio de electricidad (energía, potencia y total)

    en las barras de Lima 220 kV (Lima), Cusco 138 kV (Cusco) y Socabaya 138 kV (Arequipa).

    Evolución de las Tarifas de Electricidad

  • COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 7

    Como se aprecia en los gráficos, el precio medio de electricidad ha experimentado un incremento a partirdel segundo trimestre de 1999, debido principalmente a las continuas alzas de los precios de los combusti-bles en el mercado internacional utilizados en la generación de energía eléctrica; sin embargo, las tarifas semantienen en niveles comparables con los del segundo trimestre de 1997.

    TARIFAS APLICABLES A LOS CLIENTES FINALES

    La evolución del precio medio residencial presenta una tendencia decreciente hasta el primer trimestre de1999. A partir del segundo trimestre se aprecia un incremento del precio medio residencial por las razonesmencionadas para las tarifas en barra. En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medioresidencial para un cliente con un consumo promedio mensual de 125 kW.h.

    TARIFAS RESIDENCIALES E INFLACIÓNLa variación del precio medio residencial durante 1997 y 1998 fue inferior a la inflación registrada para

    dichos años. Durante 1999 se aprecia una variación superior a la inflación debida principalmente a loscontinuos incrementos de los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica. Sinembargo, la variación acumulada de los precios medios residenciales para el periodo 1997 2000 es infe-rior a la inflación.

    VARIACIÓN DE LAS TARIFAS RESIDENCIALES E INFLACIÓN

    (*) Periodo: Enero 2000 - Julio 2000

  • 8 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    Las ventas de energía al mercado li-bre en el año 1999 han representado el45% de las ventas totales, cifra similara lo ocurrido en 1998 y superior al 41%obtenido en 1997 respectivamente.

    EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

    Las ventas a usuarios finales, realizadas en el año 1999 por las empresas de servicio público de electricidad, fue14 648 GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en los años 1998 y 1997 fue de 4,8% y 18,1%respectivamente.

    EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO

    MERCADO ELÉCTRICO

    ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

    Las ventas de energía en los secto-res industrial, residencial, comercialy de alumbrado público representa-ron el 55%, 26%, 15% y 4%, respec-tivamente.

    VENTAS ANUALES (GW.h)

    Mercado 1997 1998 1999

    Libre 5 115 6 234 6 593

    Regulado 7 287 7 750 8 055

    Total 12 402 13 984 14 648

    Las ventas en la muy alta ten-sión, alta tensión, media ten-sión y baja tensión representa-ron el 17%, 12%, 30% y 41%.

    La información que se presenta a continuación resume los resultados definitivos del año 1999 de las empresas eléctricas.

  • INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 9

    EVOLUCIÓN DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

    En 1999, la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (1 004 Millones de US$) seincrementó en 1,4% respecto a lo alcanzado en 1998, y disminuyó en 1,3% respecto a lo obtenido en 1997.

    FACTURACIÓN ANUAL (MILLONES US$)

    Mercado 1997 1998 1999

    Libre 276 310 329

    Regulado 741 680 674

    Total 1 017 990 1 004

    ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

    El aumento significativo de las ventasen el mercado libre a partir de la segun-da mitad de 1997 ha contribuido a que laparticipación de su facturación respectoa la facturación total en el país seincremente del 27% (en 1997) al 33%(en 1999).

    La facturación por ventas de ener-gía en muy alta tensión, alta tensión,media tensión y baja tensión repre-sentaron el 14%, 8%, 23% y 55%,respectivamente.

    Asimismo, de acuerdo a los diversostipos de consumo las empresas factura-ron al sector residencial el 36%, al sectorindustrial el 44%, al sector comercial el16% y por el servicio de alumbrado públi-co el 4%.

  • 10 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    NÚMERO DE CLIENTES

    El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en diciembre de1999 se han atendido 164 563 nuevos suministros más que en diciembre de 1998 y 257 863 nuevos suministrosmás que en diciembre de 1997.

    INCREMENTOAÑO CLIENTES RESPECTO AL

    PERIODO ANTERIOR

    1997 2 959 185 –1998 3 052 485 4,3%1999 3 217 048 5,4%

    En diciembre de 1999, el 91,7%de suministros en el país correspon-de a clientes de tipo residencial y el8,3% restante a no residenciales(alumbrado público, industrial y co-mercial).

    El sector residencial por su parte, estáconformado principalmente por clientes queconsumen de 0 a 30 kW.h (33,3%) y aque-llos que consumen de 31 a 100 kW.h(32,6%), los clientes con otros rangos deconsumo representan el 34,1%.

  • INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 11

    PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD

    SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE(SICN)

    La producción de energía eléctrica durante 1999, enel Sistema Interconectado Centro Norte según el COES-SICN fue 13 779 GW.h, lo que representa un incremen-to del 2,8% con respecto a la producción del año ante-rior (13 408 GW.h).

    PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SICN - GW.h

    EMPRESAS 1998 1999

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Electroperú (1) 6 424 0 6 424 6 773 4 6 777Edegel 3 049 23 3 072 3 040 43 3 084Egenor 1 348 36 1 384 1 479 17 1 496Etevensa 0 328 328 0 32 32Eepsa 0 386 386 0 546 546Electroandes 1 079 0 1 079 1 098 0 1 098Cahua (2) 277 13 290 414 17 430Aguaytía 0 339 339 0 315 315Shougesa 0 107 107 0 1 1

    TOTAL 12 177 1 231 13 408 12 804 975 13 779

    (1) : Incluye a CT Tumbes desde Julio 1999(2) : Incluye a C.H. Cahua, C.H. Pariac, C.H. Gallito Ciego y C.T. Pacasmayo

    INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SICN

    EMPRESA 1999 Vs 1998

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Electroperú 5,4% 0,0% 5,5%Edegel -0,3% 87,5% 0,4%Egenor 9,7% -53,4% 8,1%Etevensa 0,0% -90,3% -90,3%Eepsa 0,0% 41,6% 41,6%Electroandes 1,7% 0,0% 1,7%Cahua 49,3% 33,0% 48,6%Aguaytía 0,0% - 6,9% - 6,9%Shougesa 0,0% -99,1% -99,1%

    TOTAL 5,1% -20,8% 2,8%

  • 12 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    Por tipo de fuente, se observa que la producción delas centrales térmicas muestran un decremento del20,8%, mientras que las centrales hidráulicas pre-sentan un incremento del 5,1%. Esto, en términos departicipación en la producción total de energía por tipode fuente, se traduce en una disminución de la pro-ducción térmica de un 9% en 1998 a 7% en 1999.

    CAPACIDAD EFECTIVA DEL SICN - MW

    EMPRESA 1998 1999

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Electroperú (1) 780 0 780 842 24 866Edegel 520 260 780 545 261 806Egenor 225 172 397 245 177 422Etevensa 0 563 563 0 549 549Eepsa 0 130 130 0 129 129Electroandes 165 0 165 174 0 174Cahua (2) 81 9 90 86 25 110Aguaytía 0 155 155 0 157 157Shougesa 0 55 55 0 59 59

    TOTAL 1 771 1 343 3 113 1 891 1 380 3 271

    (1) : Incluye a CT Tumbes desde Julio 1999(2) : Incluye a C.H. Cahua, C.H. Pariac, C.H. Gallito Ciego y C.T. Pacasmayo

    En la estadística de evolución de la capacidad efectiva de las centrales eléctricas se observa un incremento de 175,3% enla capacidad térmica de Cahua, debido a al repotenciamiento de los grupos Diesel de Pacasmayo. Shougesa también areajustado la capacidad efectiva de su central en 7,1%.

  • INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 13

    INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDADEFECTIVA DEL SICN

    EMPRESA 1999 Vs 1998

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Electroperú 7,9% 0,0% 11,0%Edegel 4,8% 0,5% 3,4%Egenor 8,9% 2,8% 6,3%Etevensa 0,0% -2,4% -2,4%Eepsa 0,0% -0,4% -0,4%Electroandes 5,4% 0,0% 5,4%Cahua 6,2% 175,3% 23,0%Aguaytía 0,0% 1,0% 1,0%Shougesa 0,0% 7,1% 7,1%

    TOTAL 6,8% 2,8% 5,1%

    La capacidad efectiva del sistema, portipo de central, muestra un decrementoen la participación térmica de 43% a 42%.

  • 14 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    Durante el año 1999, tanto la generación térmi-ca como la hidráulica han mostrado incrementosde 6,3% y 14,4%, respectivamente.

    SISTEMA INTERCONECTADO SUR (SIS)

    La producción de energía eléctrica durante1999, en el Sistema Interconectado Sur segúnel COES-SUR fue 2917 GW.h, lo que repre-senta un incremento de 11,4% con respecto ala producción correspondiente a 1998(2618 GW.h).

    La única empresa generadora que sigue re-gistrando disminución en su producción fueEgemsa, debido a la pérdida de la central hi-droeléctrica de Machupicchu a fines del mesde Febrero de 1998. Las demás empresasgeneradoras han mostrado un incremento desu producción tanto térmica como hidráulica.

    PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SIS - GW.h

    EMPRESA 1998 1999

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Egemsa 138 113 252 6 69 75Egasa 740 397 1 137 918 459 1 377Enersur 0 1 030 1 030 0 1 155 1 155Egesur 74 126 199 84 157 240San Gabán 0 0 0 5 64 70

    TOTAL 953 1 665 2 618 1 013 1 904 2 917

    EMPRESA 1999 Vs 1998

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Egemsa -95,7% -39,2% -70,3%Egasa 24,0% 15,8% 21,1%Enersur 0,0% 12,2% 12,2%Egesur 13,6% 24,7% 20,6%

    TOTAL 6,3% 14,4% 11,4%

    INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SIS

  • INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 15

    En la estadística de evolución de la capacidad efectiva de las centrales hidroeléctricas, se observa un incremento de27,7% debido al ingreso a operación comercial de San Gabán con el Grupo 2 de la central hidroeléctrica de San Gabán II (55MW).

    Por otro lado, la oferta térmica también ha registrado un incremento de 27,5% con el ingreso a operación comercial delTurbo Gas de Mollendo (74,8 MW). Así mismo, la central térmica de Tintaya (16,26 MW) fue transferida a San Gabán(anteriormente fue administrada por Egemsa).

    CAPACIDAD EFECTIVA DEL SIS - MW

    EMPRESA 1998 1999

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Egemsa 1 40 41 1 31 31Egasa 165 80 245 165 152 317Enersur 0 207 207 0 217 217Egesur 35 22 57 35 28 63San Gabán 0 0 0 55 16 71

    TOTAL 200 349 549 255 445 700

    EMPRESA 1999 Vs 1998

    HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

    Egemsa 0,0% -24,1% -23,7%Egasa 0,2% 90,3% 29,7%Enersur 0,0% 5,2% 5,2%Egesur 0,0% 28,9% 11,1%

    TOTAL 27,7% (*) 27,5% 27,6%

    INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDADEFECTIVA DEL SIS

    (*) Incluye a San Gabán

  • 16 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    El Artículo 53° de la Ley de Concesiones Eléctricasestablece que: “Las Tarifas que fije la Comisión de Tari-fas de Energía, no podrán diferir, en más del 10%, delos precios libres vigentes”.

    En virtud a lo establecido por este Artículo de la Ley,la Comisión efectúa la comparación de precios en cadaregulación tarifaria ( mayo y noviembre). El procedimien-to de comparación lo establece el Artículo 129° del Re-glamento de la Ley. Bajo este procedimiento, la compa-ración relaciona el precio promedio ponderado del mer-cado de clientes libres (Precio Libre), determinado conel consumo y facturación histórico de los 06 últimosmeses previos a la regulación respectiva, y el precio pro-medio ponderado teórico (precio teórico ó precio regula-

    La capacidad efectiva del siste-ma, por tipo de central, se ha man-tenido constante con una partici-pación térmica de 64% tanto en1998 como en 1999.

    do), determinado con el consumo de los clientes libres co-rrespondiente al periodo mencionado y los precios teóricoscalculados mediante modelos de cálculo de costos margi-nales en cada regulación tarifaria.

    En consecuencia, los nuevos precios regulados que en-trarán en vigencia a partir del 1° de Mayo ó 1° de Noviem-bre, se comparan y se verifican que no difiera en más de10% a los precios libres registrados durante los 06 mesesprevios a dicha regulación, garantizando de esta manerauna estabilidad de los nuevos precios que regula la Comi-sión (precios regulados) respecto a los precios existentesdel mercado libre.

    En los siguientes gráficos, a la relación entre el PrecioTeórico y el Precio Libre (Precio Adaptado en el SIS) se le

    EVOLUCIÓN DE LA COMPARACIÓN DE PRECIOS NO REGULADOS(LIBRES) CON LOS PRECIOSTEORICOS

  • INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 17

    denomina “Comparación”. Esta Comparación debe man-tenerse en un rango de 0,9 y 1,1 para cumplir con loseñalado en el Artículo 53° de la Ley. Si la Comparaciónexcede los límites mencionados, los precios de energíateóricos deben ser ajustados, mediante un Factor deAjuste, hasta conseguir que la Comparación se sitúedentro del rango establecido.

    En el SICN, la única vez que los precios teóricos su-frieron un ajuste por comparación de precios fue en laregulación tarifaria de noviembre de 1998. El incremen-to fue inferior al 1%.

    En el Sistema Interconectado Sur, la comparaciónde precios ha originado ajustes de los precios teóricosde energía, tal como se puede ver en el gráfico.

    Para el Sur, en aplicación del D.S. 021-97-EM del 10de octubre de 1997, la comparación de precios se efec-túa no con los precios del mercado libre, sino con losde un sistema económicamente adaptado.

    PRECIOS PRECIOS MEDIOS POR FIJACIONES TARIFARIAS (ctm.S/./kW.h)

    Nov-94 May-95 Nov-95 May-96 Nov-96 May-97 Nov-97 May-98 Nov-98 May-99 Nov-99 May-00

    Precio Libre 9,757 9,887 9,134 9,136 10,065 11,556 10,162 10,508 10,856 11,348 11,902 14.041

    Precio Teórico 9,727 10,454 9,861 9,382 9,565 10,583 10,118 9,655 9,710 10,411 12,932 13,017

    Comparación(Teo/Lib) 0,997 1,057 1,080 1,027 0,950 0,916 0,996 0,919 0,894 0,917 1,086 0,927

    Factor de Ajuste 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,009 1,000 1,000 1,000

    Var. % (Plib/Pteo - 1) 0,3% -5,4% -7,4% -2,6% 5,2% 9,2% 0,4% 8,8% 11,8% 9,0% -8,0% 7,9%

    TIPO DE PRECIOS MEDIOS POR FIJACIONES TARIFARIAS (ctm.S/./kW.h)CONCEPTO

    PRECIOS Nov-95 May-96 Nov-96 May-97 Nov-97 May-98 Nov-98 May-99 Nov-99 May-00

    Precio Teórico 7,970 7,865 10,496 11,036 13,100 11,834 12,421 12,468 14,573 13,994

    Precio Libre 9,223 9,101 11,272 12,333

    Comparación(Teórico/Libre) 0,864 0,864 0,931 0,895

    Factor de Ajuste 1,043 1,043 1,000 1,007

    Variación (Plibre/Pteo - 1) 15,7 15,7% 7,4% 11,8%

    Precio Adaptado 10,140 10,035 10,678 11,096 13,342 13,860

    Comparación(Teórico/Adaptado) 1,292 1,179 1,163 1,124 1,092 1,010

    Factor de Ajuste 0,815 0,908 0,927 0,971 1,000 1,000

    Variación (Padaptado/Pteo - 1) -22,6% -15,2% -14,0% -11,0% -8,4% -1,0%

    Vigencia deD.S. 021-97-EM

    Prec

    ios

    Libr

    es

    Prec

    ios

    Econ

    ómic

    amen

    teA

    dapt

    ados

  • 18 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    INFORMACIÓNESTADÍSTICA

    PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DEDISTRIBUCIÓN

    Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidasreales de energía a partir de 1993 (línea continua) tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria dedistribución.

    EVOLUCIÓN ANUAL DE LAS PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓNPeriodo 1990 - 1999

  • COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 19

    RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAL 31 DE DICIEMBRE DE 2000

    (Cifras Ajustadas)(En Millones de Nuevos Soles)

    Generación Transmisión Distribución TOTAL

    ACTIVO Activo Corriente 1 982 429 881 3 291 Activo no Corriente 15 439 1 409 5 872 22 720 Activo Fijo 12 538 1 347 5 715 19 600 Otros Activos no Corrientes 2 901 62 157 3 120

    TOTAL ACTIVO 17 421 1 838 6 753 26 012

    PASIVO Y PATRIMONIO Pasivo 5 472 287 1 801 7 560 Pasivo Corriente 1 468 72 920 2 460 Pasivo no Corriente 4 003 215 882 5 100 Patrimonio Neto 11 949 1 551 4 951 18 451

    TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 17 421 1 838 6 753 26 012

    Los resultados económicos y financie-ros que se presentan a continuación serefieren a las cifras de los estados auditadosde las empresas eléctricas que, en cum-plimiento al artículo 59° del Reglamentode la Ley de Concesiones Eléctricas, re-miten a la CTE en el mes de abril.

    BALANCE GENERALAl 31 de diciembre de 1999, los acti-

    vos alcanzan la cifra de S/. 26 012 mi-llones. Dichos resultados muestran unincremento del 6,2% con respecto alaño de 1998. Los activos están consti-tuidos principalmente por la inversiónen activos fijos.

    Los activos fijos netos representan el75,4% del total de activos. El 64,0%de estos son utilizados por las empresasgeneradoras, el 29,1% por las empresasdistribuidoras y el 6,9% en las empresastransmisoras.

    Con respecto al pasivo y al patrimonioneto, en su mayoría, las empresas anali-zadas cuentan con un moderado nivelde apalancamiento, el cual alcanza la ci-fra de S/. 47 560 millones, equivalenteal 29,1% del total pasivo y patrimonio.El Patrimonio neto asciende al 70,9% deltotal pasivo y patrimonio y está consti-tuido principalmente por el capital so-cial con S/. 16 357 millones. En lo quese refiere al financiamiento externo, éstese concentra en los pasivos no corrien-tes, cuya cifra alcanza los S/. 5 100 mi-llones, menor en 13,7% con respectoal cierre del año de 1998, siendo la deu-da a largo plazo la cuenta más repre-sentativa, mostrando un saldo deS/. 4 014 millones.

    Las empresas generadoras concentranel mayor nivel de los activos totales delas empresas del sector eléctrico conS/. 17 421 millones, lo que significó unincremento del 8,4% con respecto al cie-rre del año 1998.

    Las distribuidoras, que suman un totalde 17 empresas, presentaron niveles deS/. 6 753 millones en activos totales,mostrando un incremento del 1,6% conrespecto al cierre de 1998.

    Las transmisoras presentan un nivel deactivos de S/. 1 838 millones, mostran-do un incremento del 3,7% con respec-to al año 1998.

    Situación Económica y Financiera de las Empresasde Electricidad al 31/12/1999

    ACTIVO FIJO

    Por su parte, los pasivos de las em-presas generadoras ascienden aS/. 5 472 millones, representando el31,4% del total de sus pasivos y patri-monio al 31 de diciembre de 1999.Los pasivos totales presentaron una re-ducción de 3,6% en el presente añocon respecto al año 1998. El apalanca-miento más significativo se da con elde recursos propios, el cual represen-ta el 68,6% del total de pasivos y pa-trimonio neto.

    Con respecto a los pasivos de lasempresas distribuidoras, estos ascen-dieron a S/. 1 801 millones, que re-presenta el 26,7% del total de sus pa-sivos y patrimonio. Los pasivos presen-

    taron una disminución del 3,2% con res-pecto al año 1998. La mayor parte delfinanciamiento se realiza con recursospropios, los cuales representan el 73,3%sobre el total de pasivos y patrimonioneto.

    Por su parte, los pasivos de las em-presas transmisoras alcanzaron nive-les de S/. 287 millones, los que au-mentaron en 32,6% con respecto alaño anterior. Sus pasivos representanel 15,6% del total de sus pasivos ypatrimonio, siendo por tanto elapalancamiento con recursos propiosel más importante ya que representael 84,4% sobre el total de pasivos ypatrimonio neto.

  • 20 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASCon relación al estado de ganancias y pérdidas, los ingresos

    anuales ascienden a S/. 5 848 millones en 1999, lo cual re-presenta un incremento del 13,3% con relación al cierre delaño 1998.

    Los costos de las empresas analizadas para el año 1999 as-cendieron a S/. 4 584 millones, lo que representa un incre-mento del 9,7% comparado al cierre del año 1998. Finalmente,las utilidades operativas ascendieron a S/. 1 264 millones,incrementándose en un 28,6% respecto al año 1998.

    Con respecto al estado de ganancias y pérdidas al cierre delaño 1999, se aprecia un aumento de los ingresos de las em-presas distribuidoras de un 9,7% con relación al mismo perio-do de 1998, totalizando en 1999 S/. 2 892 millones, sus gas-tos ascendieron a S/. 2 559 millones lo cual representa unincremento de 6,0%, para de esa manera mantener utilidadesoperativas por S/. 332 millones (49,3% mayores a las del año1998), sus utilidades netas ascienden a S/. 247 millones, mos-

    trando así un incremento de 42,4% con respecto a las del año1998.

    En las empresas generadoras, los ingresos registrados duran-te el año 1999, fueron de S/. 2 714 millones, 17,6% mayor alas obtenidas al cierre del año 1998. Los gastos ascendieron aS/. 1 880 millones y aumentaron en un 16,0% con respectoal año 1998. De esta forma sus utilidades operativas se ubica-ron en S/. 833 millones. Los resultados netos ascienden aS/. 464 millones, en el que se produjo un aumento del 63,9%con respecto al año 1998.

    Por otro lado, en las empresas transmisoras se observaron in-gresos totales de S/. 242 millones, mostrando un crecimientode 12,4% con respecto al año 1998. Los gastos ascendieron aS/. 144 millones lo que representa un aumento de 1,5% conrespecto al año 1998; esto provocó un aumento significativo de33,3% en sus utilidades operativas. Con respecto a las utilidadesnetas, éstas ascienden a S/. 61 millones, que no muestra unavariación importante con respecto al periodo del año 1998.

    RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR ACTIVIDAD

    INGRESOS GASTOS

    RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAL 31 DE DICIEMBRE DE 1999

    (Cifras Ajustadas)(En Millones de Nuevos Soles)

    Generación Transmisión Distribución TOTAL

    Ingresos 2 713,8 242,2 2 891,7 5 847,7Gastos 1 880,3 144,1 2 559,3 4 583,7 Combustibles y Lubricantes 310,9 0,0 53,5 364,3 Compra de energía 561,1 0,0 1 591,2 2 152,2 Cargas de personal 145,0 23,3 229,8 398,1 Servicios de terceros 287,0 19,7 283,2 589,9 Provisiones del ejercicio 399,3 84,7 275,7 759,8 Otros Gastos 177,1 16,4 126,0 319,4Utilidad (Pérdida) de Operación 833,4 98,1 332,5 1 264,0Ingresos (Gastos) no Operativos (369,2) (37,3) (85,4) (491,9)Utilidad (Pérdida) Neta 464,2 60,8 247,1 772,1

    Generación Interna de Recursos 1 232,8 182,8 608,2 2 023,7

  • COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 21

    RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAL 31 DE DICIEMBRE DE 1999

    (Cifras Ajustadas)(En Miles de Nuevos Soles)

    Utilidad Generación UtilidadIngresos Gastos (Pérdida) Interna de (Pérdida)

    de Operación Recursos Neta

    Aguaytía 77 275 49 059 28 217 39 529 (47 813)Cahua 30 744 18 426 12 319 16 254 10 040Chavimochic 1 570 3 941 (2 371) 266 (2 497)CNP Energía 23 914 13 030 10 884 15 041 3 113Edegel 400 230 164 315 235 915 314 661 150 052Electro Andes 163 634 151 995 11 640 12 874 7 207Eepsa 130 534 129 188 1 346 10 634 6 304Egasa 230 248 142 274 87 974 122 638 48 982Egemsa 83 572 112 920 (29 349) (22 157) (71 204)Egenor 186 152 130 618 55 534 110 521 28 514Egesur 45 359 41 037 4 322 12 855 7 833Electro Perú 838 280 534 675 303 605 429 281 281 952Enersur 308 907 227 544 81 362 96 269 55 463Etevensa 105 643 54 582 51 061 84 587 34 374Pariac 2 195 808 1 387 1 637 (22)San Gabán 27 406 59 816 (32 410) (32 410) (49 726)Shougesa 51 011 41 131 9 880 16 069 3 926Sinersa 7 101 4 989 2 112 4 220 (2 271)

    Generación 2 713 775 1 880 347 833 427 1 232 770 464 228

    Etecen 216 736 117 136 99 600 169 140 55 449Etesur 25 486 26 969 (1 483) 13 637 5 323

    Transmisión 242 223 144 106 98 117 182 777 60 771

    Coelvisa 4 022 4 971 (950) (746) 166Edecañete 14 867 15 295 (428) 2 112 23Edelnor 890 362 727 704 162 658 234 783 107 323Electro Centro 128 322 119 193 9 129 26 211 2 739Electro Norte 79 217 80 959 (1 742) 7 589 (5 298)Hidrandina 189 896 201 871 (11 975) 15 004 234Electro Nor Oeste 95 868 103 006 (7 137) 3 989 (8 303)Electro Oriente 76 454 78 681 (2 228) 17 093 2 244Electro Puno 7 135 7 651 (516) 425 (409)Electro Sur 50 282 46 918 3 364 8 771 2 770Electro Sur Este 107 329 109 540 (2 211) 16 422 296Electro Sur Medio 93 382 93 370 11 12 949 884Electro Ucayali 31 815 29 195 2 620 6 522 98Emsemsa 1 513 1 475 38 48 (90)Luz del Sur 940 446 758 924 181 522 242 313 142 764Seal 179 420 179 237 183 14 583 1 579Sersa 1 386 1 272 115 131 69

    Distribución 2 891 715 2 559 262 332 453 608 202 247 088

    SICN 4 672 914 3 520 660 1 152 254 1 768 969 768 769SISUR 1 065 143 953 907 111 237 231 034 907Sistemas Aislados 109 655 109 148 507 23 747 2 410

    TOTAL 5 847 712 4 583 714 1 263 998 2 023 749 772 087

    UTILIDAD DE OPERACIÓN(Porcentaje del Total de Ingresos)

    GENERACIÓN INTERNA DE RECURSOS(Porcentaje del Total de Ingresos)

  • 22 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    Razón Endeudamiento GIR sobre GIR sobre Efectividad Gastos enEmpresa Corriente Patrimonial Patrimonio Activo Fijo de Personal

    (%) (%) Cobranza (%)

    Aguaytía 0,28 4,92 41,22 7,84 39 26,04Cahua 4,76 0,04 6,87 7,32 174 16,48Chavimochic (*) 0,00 0,31 0,31 173 73,54CNP Energía 0,29 0,97 26,51 17,10 65 17,46Edegel 0,59 0,38 10,52 8,90 46 13,11Electro Andes 1,34 1,69 88,88 134,75 42 79,51Eepsa 4,12 0,51 5,18 6,38 58 12,82Egasa 2,49 0,12 14,50 14,66 46 7,01Egemsa 12,00 0,05 (4,82) (9,43) 37 11,92Egenor 4,01 0,22 9,06 8,35 63 21,56Egesur 1,74 0,06 6,43 6,73 41 20,07Electro Perú 3,83 0,40 9,47 11,92 59 7,40Enersur 0,44 1,44 31,62 17,39 35 14,80Etevensa 1,43 0,73 20,61 14,10 42 10,40Pariac 0,86 6,71 116,96 17,68 84 17,62San Gabán 1,94 2,75 (14,57) (6,79) 113 4,34Shougesa 2,65 0,53 28,83 33,50 246 9,03Sinersa 2,19 4,99 40,24 8,44 21 26,47

    GENERACIÓN 1,35 0,46 10,32 9,83 56 15,92

    Etecen 5,08 0,22 13,80 15,68 38 15,73Etesur 31,05 0,06 4,19 5,08 91 35,11

    TRANSMISIÓN 5,93 0,19 11,79 13,57 44 17,77

    Coelvisa 0,78 1,06 (18,59) (14,98) 108 13,25Edecañete 1,35 0,40 7,43 7,28 108 20,06Edelnor 0,83 0,60 18,28 13,54 74 14,33Electro Centro 1,38 0,08 5,07 5,09 62 22,93Electro Norte 0,85 0,26 5,00 4,68 97 26,99Hidrandina 0,71 0,17 2,82 2,79 36 24,49Electro Nor Oeste 0,49 0,37 1,68 1,39 79 26,19Electro Oriente 4,21 0,13 5,12 5,09 61 24,96Electro Puno 1,52 0,07 0,22 0,22 271 17,03Electro Sur 1,98 0,10 8,32 9,12 61 17,97Electro Sur Este 2,32 0,08 5,78 6,07 30 21,45Electro Sur Medio 1,54 0,23 8,37 8,64 104 13,79Electro Ucayali 4,28 0,02 5,60 6,10 66 22,35Emsemsa 1,19 3,62 15,79 72,15 329 21,98Luz del Sur 0,84 0,70 30,55 22,78 65 17,39Seal 1,85 0,34 6,79 6,32 85 12,82Sersa 3,56 0,15 52,48 470,34 15 15,39

    DISTRIBUCIÓN 0,96 0,36 12,28 10,64 69 17,74

    SICN 1,32 0,42 11,92 11,19 64 17,42SISUR 1,34 0,42 7,32 6,89 52 13,83Sistemas Aislados 4,22 0,10 5,27 5,37 62 24,08

    TOTAL 1,34 0,41 10,97 10,33 62 16,90

    (*) No registra pasivos corrientes

    RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS

    RATIOS FINANCIEROSEn función a los estados financieros de las empresas al 31 de

    diciembre de 1999, se ha preparado varios ratios agrupadossegún criterios de liquidez, solvencia, gestión y rentabilidad.Cabe indicar que los ratios para los totales consolidados por

    actividad fueron calculados sobre la agregación de las cuentasde las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuestode que el conjunto creado en cada caso funciona como unaempresa. //////

  • COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 23

    SISTEMA VNRinfo 2.0

    Noticias CTE

    SE ADJUDICÓ EXPLOTACIÓN DEL CAMPO DE CAMISEA

    El consorcio Pluspetrol - Hunt Oil - SK Corporation (Argentina - EE.UU. - Corea) se adjudicó el 16/02/2000 la buena pro de la explotación del campo de Camisea. Dicho consorcio ofreció unaregalía de 37,24%, por encima de Total Fina Elf (Francia) que ofreció 35%, frente a una regalíamínima de 10%. El consorcio integrado por Tecpetrol-Pérez Companc de Argentina no se presentóa la segunda etapa de la licitación pese a haber entregado el sobre 1 (información técnica). De estaforma, se ha dado un importante paso a la realización de tan importante proyecto para la econo-mía nacional. Cabe mencionar, que a la fecha se encuentra en proceso la licitación del transporte ydistribución del gas natural de Camisea.

    VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)FIJACIÓN TARIFARIA DE DISTRIBUCIÓN 2001-2005

    Durante los días 25 y 26 de mayo de 2000 la CTE llevó a cabo el Seminario-Taller Valor Nuevo deReemplazo (VNR) y Costos Estándar de Inversión de los Sistemas de Distribución. En dicho eventose presentó el Sistema de Información VNRinfo 2.0 y el Sistema de Información de los CostosEstándar de Inversión de los Sistemas de Distribución (SICODI) los cuales están basados en la Guíade Elaboración del VNR y los Formatos Sustentatorios de los Costos Unitarios.

    SIGUE EN PAG.24

  • 24 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

    Av. Canadá 1460, Lima 41, PerúTelfs.: (511) 224 0487 - 224 0488Fax: (511) 224 0491EMAIL: [email protected]

    COMITÉ Eduardo Zolezzi Chacón [email protected]: Edwin Quintanilla Acosta [email protected]

    Miguel Révolo Acevedo [email protected]íctor Ormeño Salcedo [email protected]

    COLABORADORES: Luis Espinoza Quiñonez [email protected]ésar Bernabel Espinoza [email protected]én Collantes Véliz [email protected] Mitma Ramírez [email protected]

    Noticias CTE (continuación)

    ÚLTIMAS PUBLICACIONES

    A la fecha, las últimas publicacionesemitidas por la CTE son los boletines“El Informativo” de Febrero del 2000y “CTE Informa” de Julio del 2000, laMemoria Anual de 1999, la ediciónespecial “ Distancias equivalentes ydiagramas unifilares de transmisión se-cundaria de los sistemas eléctricos dedistribución al 31/12/99” y el docu-mento sobre “La Tarifa de Electrici-dad en el Perú”. Las otras publicacio-nes correspondientes al año 2000 es-tán en proceso de edición.

    Estas publicaciones, así como las edi-ciones anteriores de las mismas, sedistribuyen gratuitamente.

    SISTEMA SICODI

    CONTENIDOEditorial Factor de Balance de Potencia en Horas de Punta (FBP) Resoluciones Tarifarias Evolución de las Tarifas de Electricidad Mercado Eléctrico Producción de Electricidad Evolución de la Comparación de Precios no Regulados(libres) con los Precios Teóricos Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/1999 Noticias CTE