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2

OSINERGMIN

“CONSULTORÍA PARA EL ANÁLISIS Y PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN ECONÓMICA FINANCIERA 2012 - 2013”

Informe del Segundo Trimestre 2012

INDICE

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 8

1.1. CONTENIDO DEL INFORME 9 1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 9

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 11

2. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO 12

2.1. MARCO DE ESTUDIO 13

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL 14 2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS 14 2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO 17 2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS 21

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO 26 2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL 26 2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN 31 2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS 35

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS 43 2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL 43

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO 50

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO 54 2.6.1. CÁLCULO DEL ROA 54 2.6.2. CÁLCULO DEL ROE 55 2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA 56 2.6.4. Criterios y Metodología para el cálculo de la TIR. 58 2.6.5. TIR base VNR 58 2.6.6. Estimación del VNR 58 2.6.7. Estimación de la GIR 60 2.6.8. Estimación de “n” 60 2.6.9. Estimación de la TIR base VNR 61 2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico 61 2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas 63 TIR Base VNR Empresas Privadas por Grupo Económico 64 2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales 66 2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico 67 2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas 68 GIR / VNR Empresas Privadas por Grupo Económico 69

3

2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales 71

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS 73 2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL 73 2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS 76

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO 79

2.9. RANKING EMPRESARIAL 82

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO 84 2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO 84 2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS 88 2.10.3. TIPO DE CAMBIO 89 2.10.4. SECTOR EXTERNO 90 2.10.5. SECTOR FISCAL 92

2.11. NOTICIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO: II TRIMESTRE 2012 94

4

INDICE DE GRAFICOS Gráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa ......................................................................................... 14 Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema ........................................................................................................ 15 Gráfico 3 Total de Activos ..................................................................................................................................... 15 Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio ..................................................................................................................... 17 Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa ......................................................................................... 17 Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema. ....................................................................................................... 18 Gráfico 7 Componentes del Pasivo ........................................................................................................................ 18 Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto ............................................................................................................ 19 Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa ................................................................................................. 19 Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico .................................................................. 21 Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema........................................................ 25 Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras .................................................................................. 27 Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras ................................................................................. 27 Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras ............................................................................... 28 Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras .................................................................................. 28 Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras ................................................................................. 29 Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras ............................................................................... 29 Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras ............................................................................... 32 Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras .............................................................................. 32 Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras ............................................................................ 33 Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras ........................................................................... 35 Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras ..................................................... 36 Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras ................................................... 36 Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras ......................................................................... 37 Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras ......................................................... 37 Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras ................................................ 38 Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras......................................................................... 38 Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras .......................................... 39 Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras ............................................... 39 Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN ........................................................................................................... 40 Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN .................................................................................. 40 Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN................................................................................ 41 Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados .................................................................................... 41 Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados .............................................................. 42 Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados ........................................................... 42 Gráfico 36 Comportamiento de la Variable Ingreso 2007 - 2011 .......................................................................... 77 Gráfico 37 Producto Bruto Interno - Evolución Trimestral ................................................................................. 85 Gráfico 38 Balanza Comercial Trimestral del 2009-I al 2011-IV ......................................................................... 91

5

INDICE DE TABLAS Tabla 1 Inventario de la Información Recibida 10 Tabla 2 Activos por Empresa 16 Tabla 3 Activos y Participación por Empresa 16 Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa 43 Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras 44 Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisora 44 Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 45 Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema 45 Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa 46 Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras 47 Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras 48 Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 48 Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema 49 Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) 51 Tabla 15 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) 52 Tabla 16 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo 53 Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico. 62 Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa 62 Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas 63 Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas) 64 Tabla 21 TIR base VNR de Empresas Estatales 66 Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas 68 Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector 68 Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privada 69 Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada 69 Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal 71 Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales 72 Tabla 28 Balance General 2007 - 2011 (S/. miles) 74 Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2012 (S/. miles) 75 Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles) 76 Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa 76 Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2012 (S/. miles) 78 Tabla 33 Ranking General 82 Tabla 34 Ranking Total 83 Tabla 35 Producto Bruto Interno 84 Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2011 85 Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua 86 Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2011 87 Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh) 87 Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación 89 Tabla 41 Balanza Comercial 92 Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles) 93

INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1 Evolución Total de Activos 20 Ilustración 2 Evolución del Patrimonio 20 Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio 20 Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa 21

6

INDICE DE CUADROS

Cuadro N°1.0: Resumen del Balance General por sistemas ............................................. 109

Cuadro N°2.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistema ..................... 110

Cuadro N°3.0: Resumen del Balance General por Actividad ............................................ 111

Cuadro N°4.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad .................. .112

Cuadro N°5.0: Balance General Resumido de las empresas de servicio eléctrico……….113

Cuadro N°5.2: Balance General de las Empresas Generadoras ...................................... 114

Cuadro N°5.3: Balance General de las Empresas Transmisoras ..................................... 115

Cuadro N°5.4: Balance General de las Empresas Distribuidoras ...................................... 116

Cuadro N°6.0: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas de servicio

eléctrico ................................................................................................ 117

Cuadro N°6.2: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas generadoras……… 118

Cuadro N°6.3: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas transmisoras…. …..119

Cuadro N°6.4: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas distribuidoras ........... 120

Cuadro N°7.0: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas

de servicio eléctrico. ................................................................................. 121

Cuadro N°7.2: Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de las empresas Generadoras.......122

Cuadro N°7.3: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas transmisoras…….123

Cuadro N°7.4: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas distribuidoras….124

Cuadro N°8.0: Ratios de las Empresas Eléctricas. ........................................................... 125

Cuadro N°8.1: Ratios de las empresas Generadoras ....................................................... 126

Cuadro N°8.2: Ratios de las empresas Transmisoras ....................................................... 127

Cuadro N°8.3: Ratios de las empresas Distribuidoras. ..................................................... 128

Cuadro N°9.0: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por tipo

de empresa y sistemas. .......................................................................... 129

Cuadro N°9.2: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General

de las empresas generadoras................................................................. 130


de las empresas transmisoras ................................................................ 131


de las empresas distribuidoras ............................................................. 132

Cuadro N°10.0: Flujo de efectivo por tipo de empresa ...................................................... 133

Cuadro N°10.1: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Generadoras ..................... 134

Cuadro N°10.2: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Transmisoras. ................... 135

7

Cuadro N°10.3: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Distribuidoras .................... 136

Cuadro N°11.0: Consolidado General de Activos Fijos ..................................................... 137

Cuadro N°11.1: Activo Fijo por Tipo de Empresa y Sistemas ........................................... 138

Cuadro N°12.0: Resumen de los Ratios financieros (Formulario) ..................................... 139

Cuadro N°13.0: Glosario de Términos de las empresas eléctricas ................................... 140

8

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA

9

1.1. CONTENIDO DEL INFORME

El presente documento constituye el informe trimestral del servicio “Consultoría para el

Análisis y Procesamiento de la Información Económica Financiera 2012 - 2013”

encargada por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN

(OSINERGMIN-GART) a Gestión & Energía. La información contenida corresponde al

Informe del Segundo Trimestre Año 2012 que incluye información de 41 empresas del

servicio de electricidad.

1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA

La Información Económica

Financiera de las principales

empresas del Sector Eléctrico

correspondiente a los Estados

Financieros del segundo trimestre del año 2012 fue proporcionada por el OSINERGMIN-

GART en medios digitales y/o impresos a través de correo electrónico y pertenecen a

un total de 41 empresas.

Para este periodo quedaron fuera del análisis las siguientes empresas: Atocongo,

Egepsa y Minera Corona debido a que no se recibió información de ellos.

A continuación se presenta el inventario de la información recibida para la elaboración

del presente informe trimestral de procesamiento, donde:

Donde: n = No Recibido; y s = Recibido

Nombre Tipo SistemaAtocongo Generadora SEINEgepsa Generadora SAMinera Corona Generadora SEIN

10

Tabla 1 Inventario de la Información Recibida

Nº Tipo Sistema CódigoNombre de las

EmpresasBalance General

Estado de Ganancias y Pérdidas por Naturaleza

Estado de Ganancias y Pérdidas por Destino

Costo Combinado por

Naturaleza

Costo Combinado por Destino

Flujo de Efectivo

Activo FijoFormato Impreso

Formato Digital

1 D SEIN ADIL Adinelsa s s s s s s s s s2 G SEIN ATOC Atocongo n n n n n n n n n3 G SEIN CEEP Celepsa s s s s s s s s s4 G SEIN CHAV Chavimochic s s s s s s s s s5 G SEIN CHNG Chinango s s s s s s s s s6 D SEIN COEL Coelvisac s s s s s s s s s7 T SEIN CONE Conenhua n n n n n n n n n8 D SEIN EDCA Edecañete s s s s s s s s s9 D SA EDEL Edelsa n n n n n n n n n

10 G SEIN EDGL Edegel s s s s s s s s s11 D SEIN EDLN Edelnor s s s s s s s s s12 G SEIN EEPS Eepsa s s s s s s s s s13 G SEIN EGAS Egasa s s s s s s s s s14 G SEIN EGEM Egemsa s s s s s s s s s15 G SEIN EGEN Egenor s s s s s s s s s16 G SEIN EGEP Egepsa n n n n n n n n n17 G SEIN EGES Egesur s s s s s s s s s18 G SEIN ELAN Electro Andes s s s s s s s s s19 D SEIN ELC Electrocentro s s s s s s s s s20 D SEIN ELN Electronorte s s s s s s s s s21 D SEIN ELNM Hidrandina s s s s s s s s s22 D SEIN ELNO Electronoroeste s s s s s s s s s23 D SA ELOR Electro Oriente s s s n n s s s s24 G SEIN ELP Electroperú s s s s s s s s s25 D SEIN ELPU Electro Puno s s s s s s s s s26 D SEIN ELS Electrosur s s s s s s s s s27 D SEIN ELSE Electro Sur Este s s s s s s s s s28 D SEIN ELSM Electro Sur Medio s s s s s s s s s29 D SEIN ELTO Electro Tocache s s s s s s s s s30 D SEIN ELUC Electro Ucayali s s s s s s s s s31 D SEIN EMSE Emsemsa n n n n n n n n n32 D SEIN EMSU Emseusa n n n n n n n n n33 G SEIN ENER Enersur s s s s s s s s s34 D SA EPAN Electro Pangoa n n n n n n n n n35 T SEIN ESEL Eteselva s s s s s s s s s36 G SEIN GABA San Gabán s s s s s s s s s37 T SEIN ISA Isa-Perú n n n n n n n n n38 G SEIN KALP Kallpa s s s s s s s s s39 D SEIN LDS Luz del Sur s s s s s s s s s40 T SEIN REP REP n n n n n n n n n41 T SEIN RSUR Redesur s s s s s s s s s42 G SEIN SARO Santa Rosa n n n n n n n n n43 D SEIN SEAL Seal s s s s s s s s s44 D SEIN SERS Sersa s s s s s s s s s45 G SEIN SHOU Shougesa s s s s s s s s s46 G SEIN SINE Sinersa n n n n n n n n n47 G SEIN SMC Minera Corona n n n n n n n n n48 T SEIN TRAN Transmantaro n n n n n n n n n49 G SEIN TSEL Termoselva s s s s s s s s s

INVENTARIO DE INFORMACIÓN RECIBIDA 30 de junio de 2012

11

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO

El análisis económico y financiero que se presenta en el presente estudio es realizado en

base a un software desarrollado por OSINERGMIN que se retroalimenta a partir de los

datos proporcionados por las empresas.

El cálculo del ROA se realiza en base a la relación Utilidad Operativa y el nivel de Activos

del periodo. El ROE se obtiene de la relación entre la Utilidad antes de Impuestos con el

Patrimonio Neto del periodo.

Así, para el segundo trimestre del 2012, los valores del ROA y ROE en promedio a nivel

del sector eléctrico son 11,1% y 14,8% respectivamente.

12

2. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

13

2.1. MARCO DE ESTUDIO

El presente informe

contiene el análisis

Económico Financiero de

41 empresas del sector

eléctrico, 17 empresas

generadoras, 5 empresas

transmisoras y 19 empresas distribuidoras.

El análisis se ha efectuado sobre la base de los Estados Financieros, elaborados y

remitidos por las mismas empresas a OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido en el

artículo Nº 59 del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Los Estados Financieros proporcionados por cada una de las empresas fueron los

siguientes:

- Balance General

- Estado de Ganancias y Pérdidas por Destino

- Estado de Ganancias y Pérdidas por Naturaleza

- Costos Combinados

- Flujo de Efectivo

- Activo Fijo

Para efectos del análisis comparativo se han tomado como referencia los Estados

Financieros de junio del 2010 y 2011, los que han sido reexpresados a soles de junio del

2012, utilizando para ello los índices IPM1 publicados por el INEI con índice base 1994 =

100,0.

1 IPM junio 2010 192,867899IPM junio 2011 205,114189IPM junio 2012 209,308784

Tipo/Sistemas SEIN SA Universo Marco de Estudio

Generadoras 21 0 21 17

Transmisoras 6 0 6 5

Distribuidoras 19 3 22 19Total 46 3 49 41

Marco de Estudio 40 1 41

14

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL

2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS

El total de activos a junio del

2012 fue de S/. 35 751,2

millones mientras que los

pasivos ascendieron a S/.

14 129,9 millones (39,5% del

total activos) y el patrimonio

fue de S/. 21 621,3 millones

(60,5% del total activos).

En el caso de activos totales S/. 35 751,2 millones (100%); el 58,3% corresponden a la

actividad de Generación, el 32,6% a la actividad de Distribución y el 9,1% a la actividad

de Transmisión.

Gráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa

-

10 000

20 000

30 000

40 000

Total Activos Tipo Empresa

35 751,2

20 848,3

3 261,411 641,5

Mill

. S/.

Total Activos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,3% (S/. 35 148,1 millones)

de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 1,7%

(S/. 603,1 millones) a los Sistemas Aislados.

5 000,0 10 000,0 15 000,0 20 000,0 25 000,0 30 000,0 35 000,0 40 000,0

Total Activos Pasivo y Patrimonio Neto

35 751,2

21 621,3

14 129,9

Mill

. S/.

Activos, Pasivos y Patrimonio Neto

Total Act ivo Patrimonio Neto Total Pasivo

15

Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

Total Activos Sistema

35 751,2 35 148,1

603,1M

ill. S

/.

Total Activos SEIN SA

Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales a junio del

2012 ascienden a S/. 26 156,1 millones representando el 73,2% del total de activos.

Gráfico 3 Total de Activos

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

Total Activos Activo Fijo y Otros Activos

35 751,226 156,1

9 595,0

Mill

. S/.

Total Activos Activo Fijo Otros Activos

Del total de activos fijos, el 62,0% corresponden a la actividad de Generación, el 36,8% a

la actividad de Distribución y el 1,3% a la actividad de Transmisión.

Del total de activos fijos netos, (S/. 26 156,1 millones), se concentra en las generadoras

Edegel (12,42% del total de activos fijos) y Electroperú (11,40%del total de activos fijos).

16

Tabla 2 Activos por Empresa Tip o Em pre sa ACTIV O F IJO NETO P ARTICIP ACIÓ N P O R

Jun - 12 TIP O G /T /DG E degel 3 249,0 12,4%G E lec troperú 2 982,5 11,4%D E delnor 2 280,1 8,7%D Luz del S ur 2 221,4 8,5%G E genor 1 187,0 4,5%G E ners ur 2 334,9 8,9%D Hidrandina 1 101,4 4,2%G E gasa 803,2 3,1%

Tabla 3 Activos y Participación por Empresa

En Miles S/. ACTIFO FIJO NETO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN ACTIVO FIJO BRUTO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN Jun - 12 POR TIPO POR TOTAL Jun - 12 POR TIPO POR TOTAL

Celepsa 1 025 288 6,3% 3,9% 1 117 607 4,2% 2,6%Chavimochic 30 172 0,2% 0,1% 60 846 0,2% 0,1%Chinango 573 776 3,5% 2,2% 746 213 2,8% 1,7%Edegel 3 249 014 20,0% 12,4% 5 544 132 20,6% 13,0%Eepsa 270 644 1,7% 1,0% 407 193 1,5% 1,0%Egasa 803 188 5,0% 3,1% 1 711 709 6,4% 4,0%Egemsa 626 716 3,9% 2,4% 987 992 3,7% 2,3%Egenor 1 186 973 7,3% 4,5% 2 209 444 8,2% 5,2%Egesur 165 339 1,0% 0,6% 346 995 1,3% 0,8%Electro Andes 652 932 4,0% 2,5% 985 124 3,7% 2,3%Electroperú 2 982 489 18,4% 11,4% 6 867 793 25,6% 16,0%Enersur 2 334 899 14,4% 8,9% 2 961 195 11,0% 6,9%Kallpa 1 582 642 9,8% 6,1% 1 789 331 6,7% 4,2%San Gabán 397 682 2,5% 1,5% 545 140 2,0% 1,3%Shougesa 49 210 0,3% 0,2% 106 376 0,4% 0,2%Sinersa 92 760 0,6% 0,4% 133 505 0,5% 0,3%Termoselva 185 745 1,1% 0,7% 338 784 1,3% 0,8%Total Generadoras 16 209 468 100,0% 62,0% 26 859 377 100,0% 62,7%Eteselva 170 721 51,3% 0,7% 291 169 51,9% 0,7%Isa-Perú 260 0,1% 0,0% 853 0,2% 0,0%Redesur 122 401 36,8% 0,5% 198 420 35,4% 0,5%Rep 37 666 11,3% 0,1% 67 530 12,0% 0,2%Transmantaro 1 621 0,5% 0,0% 3 051 0,5% 0,0%Total Transmisoras 332 669 100,0% 1,3% 561 024 100,0% 1,3%Adinelsa 346 196 3,6% 1,3% 485 569 3,2% 1,1%Coelvisac 39 313 0,4% 0,2% 51 254 0,3% 0,1%Edecañete 66 425 0,7% 0,3% 132 070 0,9% 0,3%Edelnor 2 280 100 23,7% 8,7% 3 562 874 23,2% 8,3%Electro Oriente 477 501 5,0% 1,8% 620 968 4,0% 1,5%Electro Puno 231 375 2,4% 0,9% 407 865 2,7% 1,0%Electro Sur Este 531 887 5,5% 2,0% 848 640 5,5% 2,0%Electro Sur Medio 276 769 2,9% 1,1% 456 388 3,0% 1,1%Electro Tocache 2 127 0,0% 0,0% 3 723 0,0% 0,0%Electro Ucayali 133 178 1,4% 0,5% 208 036 1,4% 0,5%Electrocentro 738 734 7,7% 2,8% 1 322 314 8,6% 3,1%Electronoroeste 415 671 4,3% 1,6% 647 209 4,2% 1,5%Electronorte 330 698 3,4% 1,3% 540 825 3,5% 1,3%Electrosur 151 546 1,6% 0,6% 289 423 1,9% 0,7%Emseusa 5 452 0,1% 0,0% 11 172 0,1% 0,0%Hidrandina 1 101 351 11,5% 4,2% 1 834 907 11,9% 4,3%Luz del Sur 2 221 432 23,1% 8,5% 3 330 791 21,6% 7,8%Seal 263 855 2,7% 1,0% 631 931 4,1% 1,5%Sersa 402 0,0% 0,0% 597 0,0% 0,0%Total Distribuidoras 9 614 012 100,0% 36,8% 15 386 554 100,0% 35,9%TOTAL 26 156 149 100,0% 100,0% 42 806 955 100,0% 100,0%SEIN 25 678 648 98,2% 98,2% 42 185 986 98,5% 98,5%SA 477 501 1,8% 1,8% 620 968 1,5% 1,5%TOTAL 26 156 149 100,0% 100,0% 42 806 955 100,0% 100,0%

17

2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO

Al cierre de junio del presente año, el pasivo total asciende a S/. 14 129,9 millones lo cual

representa el 39,5% de los activos totales, mientras el patrimonio neto a junio del 2012

asciende a S/. 21 621,3 millones, el cual representa el 60,5% de los activos totales.

Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio

14 129,9

21 621,3

5 000,0

10 000,0

15 000,0

20 000,0

25 000,0

Pasivos Patrimonio Neto

Mill

ones

S/.

En relación a la estructura del pasivo por subsector; el 56,78% de pasivos corresponden

al conjunto de empresas generadoras, el 11,81% a las empresas transmisoras y el

31,4% a las empresas de distribución.

Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa

-

5 000

10 000

15 000

Total Pasivos Tipo Empresa

14 129,9

8 023,4

1 668,7

4 437,8

Mill

. S/.

Total Pasivos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

Con relación al tipo de sistema se observa una concentración del pasivo en empresas del

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, alcanzando a junio del 2012, 99,2% y sólo

0,8% para las empresas de los Sistemas Aislados.

18

Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema.

-

5 000

10 000

15 000

Total Pasivos Sistema

14 129,9 14 016,4

113,5M

ill. S

/.

Total Pasivos SEIN SA

A junio del 2012 el pasivo corriente ascendió a S/. 3 897,5 millones (27,6% del pasivo) y

el pasivo no corriente fue de S/. 10 232,4 millones (72,4% del pasivo).

Gráfico 7 Componentes del Pasivo

-

5 000

10 000

15 000

Total Pasivos Pasivo Corriente y No Corriente

14 129,910 232,4

3 897,5

Mill

. S/.

Total Pasivos Pasino No Corriente Pasivo Corriente

El patrimonio neto a junio del 2012 asciende a S/. 21 621,3 millones, el cual representa el

60,5% de los activos totales.

19

Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto

-5 000

10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000

Jun - 12Total Pasivo y Patrimonio 35 751,2 Patrimonio Neto 21 621,3 Deuda/Patrimonio 0,6535

100,0%

60,5%M

illone

s de

Nue

vos S

oles

El Sector Eléctrico presenta en general un nivel de apalancamiento del 0,653.

Por Subsector, las Generadoras requerirían endeudarse en 0,626 para operar, las

Distribuidoras y Transmisoras el 0,616 y 1,048 respectivamente.

Cabe destacar que el 59,3% del total del patrimonio neto corresponden a las empresas

generadoras, mientras que 33,3% a las empresas distribuidoras y el 7,4% a las de

transmisión.

Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

Patrimonio Neto Tipo Empresa

21 621,3

12 824,9

1 592,7

7 203,7

Mill

. S/.

Patrimonio Neto Generadoras Transmisoras Distribuidoras

20

Ilustración 1 Evolución Total de Activos

32 058,5 33 848,135 751,2

0,0%

5,6% 5,6%

0,0%1,0%2,0%3,0%4,0%5,0%6,0%7,0%

30 000 31 000 32 000 33 000 34 000 35 000 36 000 37 000

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

%

Mill

. S/.

Total Activos Δ Activos

Ilustración 2 Evolución del Patrimonio

32 058,5 33 848,135 751,2

18 681,8

20 487,521 621,3

58,3%

60,5%60,5%

57,0%57,5%58,0%58,5%59,0%59,5%60,0%60,5%61,0%

-5 000

10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12%M

ill. S

/.

Total Activo Patrimonio Neto % Patrimonio Neto

Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio

18 681,8 20 487,5 21 621,3

13 376,7 13 360,6

14 129,9

0,7160,652 0,654

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

-5 000

10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

Mill

. S/.

Patrimonio Neto Pasivo Deuda/Patrimonio

21

Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

Total Generadoras Transmisoras DistribuidorasPasivos 14 129,9 8 023,4 1 668,7 4 437,8 Patrimonio Neto 21 621,3 12 824,9 1 592,7 7 203,7 Pasivo/Patrimonio 0,654 0,626 1,048 0,616

14 129,9

8 023,4

1 668,74 437,8

21 621,3

12 824,9

1 592,7

7 203,7

Mill

. S/.

2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS

INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA

Al 30 de Junio de 2012, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 7 013,8 millones. Los

gastos operativos fueron de S/. 5 165,6 millones (73,6% de los ingresos), resultando en

una utilidad operativa de S/. 1 848,2 millones (26,4% de los ingresos). La utilidad neta del

periodo fue de S/. 1 240,8 millones, representando el 17,7% de los ingresos totales.

Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico

7 013,8

5 165,6

1 848,2 1 240,8

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

Ingresos Operativos

Costos Operativos

Utilidad Operativa

Utilidad Neta

Mill

. S/.

22

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras lograron

el 45,4% de los ingresos totales del

sector, registrando S/. 3 186,6

millones. En tanto, las empresas

distribuidoras participaron del

51,3% (S/. 3 600,0 millones) del

total de ingresos y las transmisoras

con el 3,2% (S/. 227,2 millones).

Respecto a los costos, las

empresas generadoras registraron

gastos por S/. 2 042,9 millones

(64,11% del total de ingresos de las

generadoras), las distribuidoras

alcanzaron S/. 2 995,6 millones

(83,21% del total de ingresos de

las distribuidoras). Los gastos de

las empresas transmisoras S/.

127,1 millones (55,93% del total de

ingresos de las transmisoras).

Del total de la Utilidad Operativa el

61,9% corresponde a las empresas

generadoras (S/. 1 143,7 millones),

el 32,7% a empresas distribuidoras

(S/. 604,4 millones) y el 5,4%

proviene de las empresas

transmisoras (S/. 100,1 millones).

23

Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Tipo de Empresa

Las empresas de generación

presentan un EBITDA1 de S/.

1 514,6 millones superior en

S/. 370,9 millones a su

utilidad operativa (S/. 1 143,7

millones) por concepto

provisión por depreciación.

Las empresas transmisoras

presentan utilidad operativa

de S/. 100,1 millones y

EBITDA de S/. 112,7

millones superior en

S/. 12,6 millones que

corresponde a la

depreciación.

La actividad distribución presenta una utilidad operativa de S/. 604,4 millones y

un EBITDA de S/. 822,7 millones, superior en S/. 218,3 millones correspondiente

a la provisión por depreciación.

1 EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación

I

3 186,6

227,2

3 600,0

2042,9

127,1

2995,6

1 143,7

100,1

604,4

0

50

0

10

00

15

00

20

00

25

00

30

00

35

00

40

00

Generadoras

Transmisoras

Distribuidoras

Mill S/.

Estructura del Resultado Operativo por Tipo de Empresa

Utilidad Operativa Costos Operativos Ingresos

1 514,6

112,7

822,7

-

200,0

400,0

600,0

800,0

1 000,0

1 200,0

1 400,0

1 600,0

Generación Transmisión DistribuciónM

ill. S

/.

EBITDA por Tipo de Empresa

Generación

Transmisión

Distribución

24

Por Sistema

El SEIN presentó ingresos por

S/. 6 864,1 millones, representando

el 97,9% del total de ingresos del

sector eléctrico. Los Sistemas

Aislados representan por su parte

el 2,1% restante con ingresos por

S/. 149,7 millones.

Respecto a los costos operativos, el

Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional representa el 97,3% (S/.

5 023,5 millones) y los Sistemas

Aislados el 2,7% (S/. 142,0

millones).

La utilidad operativa muestra que la

participación del SEIN representa el

99,58% (S/. 1 840,6 millones) y los

Sistemas Aislados el 0,42% (S/.

7,7 millones).

25

Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema

500,0

1 000,0

1 500,0

2 000,0

2 500,0

SEIN SA

2 431,4

18,5

Mill

ones

de S

/.

EBITDA por Sistema

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional presenta una utilidad operativa

(UO) de S/. 1 840,6 millones y un EBITDA de S/. 2 431,4 millones superior a la

UO en S/. 590,9 millones por concepto de provisión por depreciación.

Los Sistemas Aislados presentan una utilidad operativa de S/. 7,7 millones y un

EBITDA de S/. 18,5 millones superior a la UO en S/. 10,8 millones

correspondiente al concepto de la provisión por depreciación.

UTILIDAD NETA

A nivel del Sector Eléctrico, la Utilidad Neta a junio del 2012 es de S/. 1 240,8

millones que corresponden al 17,7% del Total Ingresos.

Por Tipo de Empresa

Las empresas Generadoras presentan una Utilidad Neta de S/. 769,0 millones

superior en 5,3% a su Utilidad Neta correspondiente a junio del 2011 (S/. 730,6

millones).

Las Transmisoras presentan Utilidad Neta de S/. 61,3 millones al 30 de Junio de

2012 inferior en 3,8% a su Utilidad Neta correspondiente a junio del 2011 (S/.

63,7 millones).

I

I

26

La empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Neta de S/. 410,6 millones,

mayor en 7,0% a su Utilidad Neta correspondiente a junio del 2012 (S/. 383,9

millones).

Por Sistema

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) representa una Utilidad

Neta de S/. 1 230,8 millones, mayor en 5,6% a su Utilidad Neta correspondiente

a junio del 2011 (S/. 1 165,1 millones a soles de junio 2012).

Los Sistemas Aislados presentan una Utilidad Neta de S/. 10,1 millones, inferior

en 23,0% a su Utilidad Neta correspondiente a junio del 2011 (S/. 13,1 millones

a soles de junio 2012).

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO

En esta parte del informe se presenta el análisis vertical y horizontal del Balance General

ajustado por efecto de la inflación, correspondiente a junio del 2012.

2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL

En lo que respecta al Balance General, el análisis vertical se basa en la asignación de un

valor de 100% a los Activos totales y al Pasivo más Patrimonio, haciendo comparables

las estructuras de cada una de las empresas bajo análisis.

En lo que respecta al Estado de Ganancias y Pérdidas asignamos un valor de 100% a

los Ingresos totales.

Por Tipo de Empresa

En lo que se refiere al Balance General tenemos lo siguiente:

27

Con respecto a la estructura de Activos de las empresas generadoras, el 77,7%

corresponde al Activo fijo (S/. 16 209,5 millones), mientras que el 13,7% corresponde al

Activo corriente (S/. 2 862,4 millones) y el 8,5% a Otros activos no corrientes (S/.

1 776,4 millones).

Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras

Activo Corriente

13,7%Activo Fijo77,7%

Otros Activos no Corrientes

8,5%

Para las empresas transmisoras, se puede apreciar que el Activo fijo (S/. 332,7 millones)

representa el 10,2% de sus Activos totales. Por su parte el Activo corriente (S/. 459,6

millones) constituye el 14,1%, mientras que los Otros activos no corrientes (S/. 2 469,1

millones) representan el 75,7%.

Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras

Activo Corriente

14,1%

Activo Fijo10,2%


75,7%

Para las empresas distribuidoras, el 82,6% de sus Activos totales corresponde a los

Activos fijos (S/. 9 614,0 millones), mientras que el Activo corriente ocupa el 15,1% (S/.

1 752,6 millones) y los Otros activos no corrientes el 2,4% (S/. 274,8 millones).

28

Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras

Activo Corriente

15,1%

Activo Fijo

82,6%


2,4%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de generación, el 38,5%

proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 8 023,4 millones) y el 61,5% de

fuentes propias (S/. 12 824,9 millones).

Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras

Pasivo Corriente

7,6%

Pasivo No Corriente

30,9%

Patrimonio Neto61,5%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas transmisoras, el 51,2%



29

Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras

Pasivo Corriente

12,3%

Pasivo No Corriente

38,9%

Patrimonio Neto

48,8%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de distribución, el 38,1%



Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras

Pasivo Corriente

16,5%

Pasivo No Corriente

21,7%

Patrimonio Neto

61,9%

Al analizar el Estado de Ganancias y Pérdidas, se aprecia que los principales ingresos

por cada tipo de empresa se relacionan directamente con su actividad principal.

Los Ingresos Totales de las

empresas generadoras ascendieron

a S/. 3 186,6 millones, siendo su

principal ingreso la Venta energía

precios en barra (46,6% de sus

Ingresos).

Venta energía eléctrica al

público42,5%

Venta energía precios en

barra46,6%

Otros11,0%

Análisis Vertical: Subsector GeneraciónIngresos

30

De otro lado, los Costos Operacionales ascienden a S/. 2 042,9 millones y representan el

64,1% del Total Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales más representativos se

tienen: la Compra de energía con 19,0% de participación, los Combustibles y Lubricantes

con el 17,7% y las Provisiones del ejercicio con 11,9% del Total Ingresos

respectivamente.

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 1 143,7 millones, lo cual representa el 35,9% del

Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 769,0 millones, 24,1% de los Ingresos

totales de las generadoras.

El total de Ingresos de las

empresas transmisoras a junio

del 2012, ascendió a S/. 227,2

millones siendo el principal ingreso

de estas empresas el pago por

Peajes y uso Instal. transmisión

que pagan las empresas

generadoras y representan el

99,5% de sus Ingresos.

Los Costos operativos ascendieron a S/. 127,1 millones y representan el 55,9% de sus

Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales, los más representativos son: Las

Provisiones del ejercicio S/. 64,0 millones, los Servicios prestados por terceros S/. 25,6

millones y las Cargas de personal S/. 24,0 millones los cuales representan el 28,2%,

11,3% y 10,6% de sus Ingresos respectivamente.

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 100,1 millones, lo cual representa el 44,1% del


totales.

Peajes y uso Instal.

transmisión99,5%

Otros ingresos0,5%

Otros0,0%

Análisis Vertical: Subsector TransmisiónIngresos

31

El Total de Ingresos de las

empresas de distribución a junio

del 2012 asciende a S/. 3 600,0

millones siendo el principal ingreso la

Venta energía eléctrica al público con

S/. 3 374,3 millones que representa

el 93,7% de participación del Total

Ingresos.

Los Costos Operativos ascendieron a S/. 2 995,6 millones representando el 83,2% de los

Ingresos. Los más representativos son: La Compra de energía (55,4%), Servicios

prestados por terceros que representan el 8,6% de Ingresos y Provisiones del ejercicio

con 6,6%.

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 604,4 millones, lo cual representa el 16,8% del


totales.

2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras muestran un nivel de los activos totales de S/. 20 848,3

millones que representa el 58,3% del Total de Activos del Sistema Eléctrico. Asimismo, el

nivel de los pasivos de las empresas generadoras alcanzó S/. 8 023,4 millones mientras

que el patrimonio neto S/. 12 824,9 millones. El 19,3% de Activos totales es propiedad

de Edegel; el 16,7% de Electroperú y el 15,7% de Enersur concentrándose en estas 3

empresas el 51,8% de los activos totales.

Venta energía

eléctrica al público93,7%

Otros6,3%

Análisis Vertical: Subsector DistribuciónIngresos

32

Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras

Edegel19,3%

Electroperú16,7%

Enersur15,7%

Otras48,2%

Las empresas transmisoras muestran un total de activos de S/. 3 261,4 millones. El

44,0% de Activos Totales es propiedad de Transmantaro, el 41,9% de Rep

concentrándose en estas 2 empresas el 85,9% de los activos totales. Asimismo, el nivel

de los pasivos de las empresas transmisoras alcanzó S/. 1 668,7 millones mientras que

el patrimonio neto S/. 1 592,7 millones.

Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras

Transmantaro44,0%

Rep41,9%

Otras14,1%

Las empresas distribuidoras presentan niveles de activo de S/. 11 641,5 millones. Las

empresas que concentran el 47,1% de los Activos Totales en esta actividad son: Edelnor

(24,0%) y Luz del Sur (23,1%). Con relación a los pasivos se registra un nivel de S/.

4 437,8 millones mientras que el nivel de patrimonio se encuentra en S/. 7 203,7

millones.

33

Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras

Edelnor24,0%

Luz del Sur23,1%

Otras52,9%

Del total de ingresos correspondiente a

las empresas generadoras sólo dos

empresas concentran el 42,2%, siendo

éstas: Edegel con el 21,6% y Enersur

con el 20,6%. Electroperú tiene una

participación del 14,9% sobre el total y

Kallpa participa con 9,8% de los

Ingresos del Subsector Generación.

Del total de ingresos de las empresas

transmisoras Rep concentra 60,3% y

Transmantaro el 19,8% de los Ingresos

del Subsector.

Para las empresas distribuidoras sólo

dos empresas concentran el 57,5%,

siendo éstas: Edelnor con el 28,1% y

Luz del Sur con el 29,4% de

participación del Total Subsector

Distribución. Mientras que Hidrandina

tiene el 7,6% de participación en el total

de ingresos.

Edelnor29,4%

Luz del Sur28,1%

Hidrandina7,6%

Otras34,9%

Ingresos por Distribuidoras

Rep60,3%

Transmantaro19,8%

Otras20,0%

Ingresos por Transmisoras

Edegel21,6%

Enersur20,6%

Electroperú14,9%

Kallpa9,8%

Otras33,1%

Ingresos por Generadoras

34

Por Sistema

En el Estado de Ganancias y Pérdidas

por sistema se observa que el 97,9% de

los Ingresos corresponde al Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional y el

2,1% a los Sistemas Aislados.

Los Costos de Operación ascienden a

S/. 5 023,5 millones, para el SEIN se

tiene la participación del 97,3% mientras

que para los SA se tiene participación

de 2,7%.

Las Utilidades Operativas en el Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional y

Sistemas Aislados, ascienden a S/.

1 840,6 millones y S/. 7,7 millones

(99,58% y 0,42% respectivamente).

SEIN SA

Ingresos 97,9% 2,1%Costos 97,3% 2,7%Util. Operativa 99,58% 0,42%

En el análisis de las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional se observa que en el nivel de Ingresos la representatividad en cuanto al total de

ingresos del sector eléctrico, la mantienen las empresas Edelnor, Luz del Sur, Edegel,

Enersur y Electroperú con 15,1%, 14,4%, 9,8%, 9,3% y 6,8% respectivamente.

SEIN; 99,58%

SA; 0,42%

% Utilidad Operativa por Sistema

SEIN; 97,3%

SA; 2,7%

% Costos por Sistema

SEIN; 97,9%

SA; 2,1%

% Ingresos por Sistema

35

2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS

Para este análisis se ha tomado como referencia la bibliografía de Leopoldo Berstein y el

artículo de Giovanny E. Gómez, en donde se menciona lo siguiente:

“El Método de análisis horizontal es un procedimiento que consiste en comparar estados financieros homogéneos en dos o más periodos consecutivos, para determinar aumentos y disminuciones o variaciones de las cuentas de un periodo a otro. Este análisis es de gran importancia para la empresa porque mediante él se informa si los cambios en las actividades y si los resultados han sido positivos o negativos, también permite definir cuales merecen mayor atención por ser cambios significativos en marcha. A diferencia del vertical que es estático porque analiza y compara datos de un sólo período, este procedimiento es dinámico porque relaciona los cambios financieros presentados en aumentos o disminuciones de un período a otro.” 1

Su metodología de cálculo consiste en hacer el año base en 100, se calcula el resto de la

data como diferencia del valor año base y dividido con el valor del año base.

Por Tipo de Empresa

Las Empresas Generadoras muestran un aumento de 7,8% en el nivel de los Activos

totales en junio del 2012 en comparación con lo registrado a junio del 2011. Mientras que

existe un aumento de 13,6% comparando junio del 2012 con junio del 2010.

Además, existe un aumento de los Activos fijos netos de 7,6% en relación a su similar

junio del 2011 y un aumento de 10,9% respecto de junio 2010.

Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras

5 000

10 000

15 000

20 000

Total Activo Activo FijoJun - 10 18 347,2 14 615,4 Jun - 11 19 342,6 15 060,9 Jun - 12 20 848,3 16 209,5

Mill

ones

de

Nue

vos

Sole

s

100,0%

100,0%

5,4% 13,6%

3,0% 10,9%

1 “Análisis financiero para la toma de decisiones”

36

En lo que respecta a la evolución del Pasivo, éste se encuentra 6,6% por encima a lo

registrado a junio del 2011 y 4,6% por encima de lo registrado en junio del 2010. Así

también, el Patrimonio neto se incrementó en 8,6% con respecto al mismo periodo del

2011 y 20,1% por encima de lo registrado en el mismo periodo del 2010.

Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Pasivo Patrimonio NetoJun - 10 7 667,0 10 680,3 Jun - 11 7 529,0 11 813,6 Jun - 12 8 023,4 12 824,9

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

A junio del año 2012, los Ingresos operativos de las empresas generadoras se

incrementaron en 9,1% con respecto a similar periodo del año 2011 y se incrementaron

en 13,6% con respecto al año 2010. Sus costos se incrementaron en 4,4% con respecto

al año 2011 y se incrementaron en 5,9% con respecto al año 2010. La Utilidad operativa

se incrementó en 18,8% con respecto al año 2011 y aumentó en 30,4% con respecto al

año 2010.

Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

2 806,0 2 919,7

3 186,6

1 928,8 1 956,8 2 042,9

877,2 963,0 1 143,7

Millo

nes

de N

uevo

s So

les

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa

37

Por otro lado, Las Empresas Transmisoras muestran una disminución de 3,2% con

relación al total de Activos a junio del 2011, Con respecto al año 2010, el total de Activos

aumentó en 11,5%.

Además, existe una disminución de los Activos fijos netos de 7,2% en relación a su

similar junio del 2011 y disminución de 38,1% respecto de junio 2010.

Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

Total Activo Activo fijoJun - 10 2 926,2 537,0 Jun - 11 3 370,3 358,4 Jun - 12 3 261,4 332,7

Milo

nes

de N

uevo

s S

oles

En lo que se refiere al Pasivo, éste aumentó en 15,6% y el Patrimonio aumentó en

7,4% respecto a junio de 2010. Respecto al año 2011, el Pasivo disminuyó en 2,3% y el

Patrimonio disminuyó en 4,2%.

Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400


Mill

ones

de

Nue

vos

Sole

s

38

Durante junio del año 2012, los Ingresos Operativos de las empresas transmisoras se

redujeron en 6,6% en relación al mismo periodo del año 2010, y se redujeron en 2,3% en

relación al mismo periodo del año 2011. Los costos se incrementaron en 8,0% en

relación al mismo periodo de 2010 y se redujeron en 0,9% en relación al mismo periodo

de 2011. Como resultado, la Utilidad Operativa se redujo en 4,0% respecto del mismo

periodo en el 2011.

Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

243,2 232,5

227,2

117,7 128,2 127,1 125,5

104,3 100,1

Mill

ones

de N

uevo

s Sol

es

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa

En relación junio del 2011, las Empresas Distribuidoras aumentaron sus niveles de

Activos totales en 4,5%. Respecto a junio del 2010 los Activos totales aumentaron en

7,9%.

Existe un aumento en junio del 2012 de los Activos fijos netos de 3,2% en relación a junio

del 2011 y un aumento de 6,9% respecto de junio 2010.

Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

Total Activo Activo fijoJun - 10 10 785,0 8 993,6 Jun - 11 11 135,2 9 314,0 Jun - 12 11 641,5 9 614,0

Millo

nes d

e Nu

evos

So

les

39

Con relación a los Pasivos se registra un aumento de 4,0% con relación al monto de

junio de 2010, y a la vez se muestra aumento del Patrimonio neto en 10,5%. Con

respecto a junio de 2011, existe un aumento del Pasivo de 7,6% y del Patrimonio neto de

2,8%.

Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000


Milo

nes

de N

uevo

s S

oles

Respecto a junio del 2011, los resultados obtenidos por las empresas distribuidoras

durante junio del año 2012 muestran un incremento de los ingresos de 12,7% y un

aumento de los costos de 14,2% lo cual originó una disminución de la Utilidad Operativa

en 5,9%. Comparando con el año 2010, los ingresos se incrementaron en 17,1%;

mientras que los costos operativos aumentaron en 19,2% logrando una disminución de la

Utilidad Operativa en 7,5%.

Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras

500,0

1 000,0

1 500,0

2 000,0

2 500,0

3 000,0

3 500,0

4 000,0

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

3 075,3 3 194,8

3 600,0

2 512,8 2 624,2 2 995,6

562,4 570,6 604,4 Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Ingresos Costos Operativos Utilidad Operativa

40

Por Sistema Las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en

forma consolidada presentan un aumento de los activos en 5,9% en comparación con lo

registrado a junio de 2011 y también, un aumento de 12,0% con relación a junio del

2010.

Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

Total Activo Activo fijoJun - 10 31 379,9 23 615,9 Jun - 11 33 196,3 24 207,1 Jun - 12 35 148,1 25 678,6

Milll

ones

de

Nue

vos

Sol

es

En lo que respecta a los Pasivos, éstos experimentaron un incremento del 5,7% con

respecto a lo registrado a junio del 2011 y un aumento de 5,5% con respecto a junio

2010. En cuanto al Patrimonio Neto, éste presentó un aumento de 6,0% con respecto a

junio 2011 y un aumento de 16,8% con respecto a junio 2010.

Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN

6 000

10 000

14 000

18 000

22 000


Milll

ones

de

Nue

vos

Sol

es

41

Lo que respecta a los resultados obtenidos al final de junio del año 2012, los Ingresos

Totales presentaron un incremento del 14,7% con respecto al mismo periodo del 2010 y

un incremento de 10,5% respecto al 2011. Los Costos Operativos aumentaron en 9,6%

respecto al mismo periodo del 2011 y se incrementaron en 13,6% respecto al 2010;

mientras que la Utilidad Operativa presentó un aumento de 13,2% respecto al 2011 y

17,6% respecto al 2010.

Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN

1 000,0

2 000,0 3 000,0

4 000,0

5 000,0

6 000,0 7 000,0

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

5 986,6 6 209,2 6 864,1

4 421,7 4 583,3 5 023,5

1 564,9 1 626,0 1 840,6

1 066,6 1 165,1 1 230,8

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Ingresos Operativos Gastos Operativos Utilidad de Operación Utilidad NetaGastos OperativosUtilidad de OperaciónUtilidad Neta

Las empresas que conforman los Sistemas Aislados (SA) en forma consolidada

presentan una disminución de los activos en 7,5% en comparación con lo registrado a

junio del 2011 y también, una reducción de 11,1% con relación a junio del 2010.

Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados

0

150

300

450

600

Total Activo Activo fijoJun - 10 678,6 530,1 Jun - 11 651,8 526,3 Jun - 12 603,1 477,5

Milll

ones

de

Nue

vos

Sole

s

42

En lo que respecta a los Pasivos de los Sistemas Aislados, éstos experimentaron un

incremento de 23,8% con respecto a lo registrado a junio del 2010 y de 17,6% con

respecto a junio 2011. En cuanto al Patrimonio neto, éste presentó una disminución de

16,6% con respecto a junio 2010 y una disminución de 16,6% con respecto a junio 2011.

Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados

0

100

200

300

400

500

Pasivo Patrimonio NetoJun - 10 91,7 586,9

Jun - 11 96,4 555,4 Jun - 12 113,5 489,7

Milll

ones

de

Nue

vos

Sole

s

Los ingresos consolidados de las empresas que conforman este sistema aumentaron en

8,6% respecto a junio 2010 y aumentaron en 8,7% respecto a su similar periodo 2011.

Los Costos Operativos también aumentaron en 3,2% respecto junio del 2010 y se

incrementaron en 12,8% respecto a junio del 2011. La Utilidad Operativa a junio del 2012

ascendió a S/. 7,7 millones mientras que a junio del 2011 se obtuvo S/. 11,9 millones.

Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

Jun - 10 Jun - 11 Jun - 12

137,9 137,8 149,7 137,6

125,9 142,0

0,3 11,9 7,7 1,8 13,1 10,1

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa Utilidad Neta

43

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS

El análisis de costo combinado fue desarrollado adicionalmente en hoja de cálculo Excel,

debido a que el sistema no arroja resultados agrupando por tipo de empresa o por

sistemas.

2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL

ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN

Por Tipo de Empresa

Las empresas distribuidoras concentran el mayor porcentaje de Costos Totales

incluyendo los Costos del Servicio y las Cargas Financieras, con 55,5% del total.

Las empresas generadoras presentan una participación del 41,6% en los Costos Totales

(incluidas las Cargas Financieras), y en menor porcentaje las empresas transmisoras que

apenas representan el 2,9% de dichos costos.

Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa

TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total602. Combustibles y Lubricantes 87,8% 0,0% 12,2% 100,0%606. Suministros Diversos 49,4% 0,9% 49,7% 100,0%607. Compra de Energía 23,3% 0,0% 76,7% 100,0%62. Cargas de Personal 41,5% 6,0% 52,4% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 27,0% 5,5% 67,5% 100,0%64. Tributos 53,3% 3,1% 43,6% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 56,1% 6,9% 37,0% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 55,7% 9,4% 34,9% 100,0%

Total Costo del Servicio 39,5% 2,5% 58,0% 100,0%670. Cargas Financieras 66,7% 9,0% 24,3% 100,0%

Costo servicio+Cargas Financieras 41,6% 2,9% 55,5% 100,0%

Empresas Generadoras

La empresa Edegel concentra la mayor cantidad de costos, representando el 22,6% del

total de Costos de Servicio (sin incluir cargas financieras) de las empresas generadoras.

Es seguida por Enersur con el 21,6% y Kallpa con el 13,9% del total costos de las

empresas generadoras.

La empresa que concentra el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en el grupo de

empresas generadoras es Enersur con 33,5%, luego le sigue Edegel con 26,5%.

En cuanto a las Compras de Energía, Electroperú representa el 21,3% del total de

generadoras, seguida por Edegel con 18,2%.

44

La mayor parte de Gastos de Personal está concentrado en: Edegel (19,7%), Electroperú

(17,5%) y Egenor (15,0%).

Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edegel con el 18,8% del

total del rubro, a continuación está Enersur con el 15,0%.

Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras

EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa Shougesa Total602. Combustibles y Lubricantes 26,5% 7,7% 0,0% 0,1% 33,5% 22,9% 1,5% 100,0%606. Suministros Diversos 31,7% 6,1% 0,0% 11,4% 27,6% 7,4% 1,0% 100,0%607. Compra de Energía 18,2% 4,9% 2,4% 21,3% 19,9% 11,3% 3,0% 100,0%62. Cargas de Personal 19,7% 15,0% 7,5% 17,5% 13,3% 6,7% 1,0% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 18,8% 12,1% 6,3% 7,4% 15,0% 8,2% 0,8% 100,0%64. Tributos 21,9% 9,2% 5,5% 19,2% 12,7% 6,5% 1,3% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 16,9% 4,8% 7,5% 6,6% 15,9% 7,9% 0,5% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 26,1% 7,2% 4,5% 16,0% 12,5% 10,8% 0,6% 100,0%Total Costo del Servicio 22,6% 7,6% 3,0% 12,0% 21,6% 13,9% 1,6% 100,0%670. Cargas Financieras 14,4% 0,0% 0,0% 0,0% 9,7% 44,6% 0,0% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 22,0% 7,0% 2,7% 11,0% 20,6% 16,3% 1,5% 100,0%

Empresas Transmisoras

Como observamos en la tabla siguiente, la empresa que concentra la mayor parte de los

Costos Totales que se incurren en esta actividad es REP con 67,5%, seguida por

Transmantaro con 14,0%.

La empresa que concentra el total de Suministros Diversos es Redesur con 100,0% y

Cargas de Personal es REP, con 95,1%.

Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son REP con el 57,5% del total

del rubro, a continuación están Transmantaro y Redesur con 18,1% y 9,0%

respectivamente. REP presenta el 62,7% del total de Provisiones.

Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisora

EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%606. Suministros Diversos 0,0% 0,0% 100,0% 0,0% 0,0% 100,0%607. Compra de Energía 3,3% 0,0% 0,0% 96,7% 0,0% 100,0%62. Cargas de Personal 0,0% 0,3% 4,1% 95,1% 0,5% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 7,7% 7,7% 9,0% 57,5% 18,1% 100,0%64. Tributos 5,5% 4,9% 8,6% 60,7% 20,3% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 14,4% 3,3% 15,8% 53,1% 13,4% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 9,7% 4,6% 5,4% 62,7% 17,5% 100,0%Total Costo del Servicio 7,6% 4,2% 6,7% 67,5% 14,0% 100,0%670. Cargas Financieras 0,0% 5,8% 21,1% 65,1% 8,0% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 6,5% 4,5% 8,9% 67,1% 13,1% 100,0%

45

Empresas Distribuidoras

De la tabla adjunta, se observa que los costos se encuentran concentrados en Edelnor

(30,5%) y Luz del Sur (27,5%).

La empresa que concentran el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en el grupo

de empresas distribuidoras es Seal con 29,8%.

En cuanto a las Compras de Energía, Edelnor representa el 32,3% del total de

distribuidoras, seguida por Luz del Sur con 31,0%.

La mayor parte de Gastos de Personal está concentrada en Luz del Sur con 33,2%,

seguida por Edelnor con 22,5%.

Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edelnor con el 28,3% del

total del rubro, a continuación está Luz del Sur con el 15,1%.

Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total

602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,4% 0,0% 17,3% 0,0% 29,8% 100,0%606. Suministros Diversos 40,6% 11,9% 0,0% 7,6% 6,1% 5,8% 100,0%607. Compra de Energía 32,3% 5,5% 0,0% 7,3% 31,0% 4,2% 100,0%62. Cargas de Personal 22,5% 4,5% 0,0% 8,3% 33,2% 4,1% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 28,3% 5,7% 0,0% 11,2% 15,1% 4,6% 100,0%64. Tributos 27,3% 4,9% 0,0% 7,8% 28,7% 4,8% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 12,4% 5,7% 0,0% 11,5% 16,1% 15,7% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 27,3% 4,9% 0,0% 13,0% 17,6% 4,3% 100,0%Total Costo del Servicio 30,5% 5,5% 0,0% 8,3% 27,5% 4,5% 100,0%670. Cargas Financieras 63,2% 0,0% 0,0% 0,0% 30,9% 0,9% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 31,2% 5,4% 0,0% 8,1% 27,6% 4,5% 100,0%

Por Sistema

Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representan el 100,0% del

costo total del servicio, dado que concentran el mayor número de empresas del total del

sistema. Las empresas pertenecientes al Sistema Aislado reportan el 0,0% del costo total

del servicio.

Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema TIPO DE SISTEMA SEIN SA Total

602. Combustibles y Lubricantes 100,0% 0,0% 100,0%606. Suministros Diversos 100,0% 0,0% 100,0%607. Compra de Energía 100,0% 0,0% 100,0%62. Cargas de Personal 100,0% 0,0% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 100,0% 0,0% 100,0%64. Tributos 100,0% 0,0% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 100,0% 0,0% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 100,0% 0,0% 100,0%Total Costo del Servicio 100,0% 0,0% 100,0%670. Cargas Financieras 100,0% 0,0% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 0,0% 100,0%

46

ANÁLISIS VERTICAL Por Tipo de Empresa

Podemos observar que el 95,2% constituyen los costos del servicio sin incluir cargas

financieras. Las empresas generadoras muestran un porcentaje del total de costo de

servicio de 92,2%, las empresas distribuidoras un 97,9% y las empresas transmisoras

un 84,7%.

En la estructura de costos de las empresas Generadoras, el 28,0% de sus costos totales

(incluyendo cargas financieras) corresponde a Combustibles y Lubricantes, el 26,3% a

Compra de Energía y el 17,4% pertenece a Provisiones del ejercicio.

Las empresas transmisoras dirigen el 42,7% a Provisiones del ejercicio, 17,1% a

Servicios Prestados por Terceros y 16,0% a Cargas de Personal.

Las empresas de distribución gastan un 67,8% en la Compra de Energía, 10,2% en

Servicios Prestados por Terceros y 7,6% está dirigido a Provisiones del ejercicio.

Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa

TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total602. Combustibles y Lubricantes 28,0% 0,0% 0,2% 11,8%606. Suministros Diversos 1,2% 0,0% 2,3% 1,8%607. Compra de Energía 26,3% 0,9% 67,8% 48,6%62. Cargas de Personal 7,6% 16,0% 6,8% 7,4%63. Servicios Prestados por Terceros 5,7% 17,1% 10,2% 8,5%64. Tributos 2,6% 2,2% 1,5% 2,0%65. Cargas Diversas de Gestión 3,4% 5,8% 1,6% 2,4%68. Provisiones del ejercicio 17,4% 42,7% 7,6% 12,7%Total Costo del Servicio 92,2% 84,7% 97,9% 95,2%670. Cargas Financieras 7,8% 15,3% 2,1% 4,8%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Empresas Generadoras

Las empresas que más destinaron sus costos a Compra de energía a junio del 2012

fueron Electroperú con S/. 122,4 millones (50,8% de sus costos totales), Enersur registra

S/. 114,6 millones (25,4% de sus costos totales), mientras que Edegel destinó S/. 104,8

millones (21,8%) y Kallpa S/. 65,2 millones (18,4%) en Compra de Energía

respectivamente.

47

Enersur destina el 45,5% de sus costos a Combustibles y Lubricantes (S/. 205,0

millones), el 25,4% a Compra de Energía (S/. 114,6 millones) y presenta Cargas

Financieras por un valor del 3,6% de sus costos (S/. 16,4 millones).

Edegel gastó en Combustibles y Lubricantes S/. 162,0 millones (33,7%), presenta

Compra de Energía por S/. 104,8millones (21,8%), presenta sus Provisiones del ejercicio

por un valor de S/. 99,4 millones.

Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras

EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa Shougesa Total602. Combustibles y Lubricantes 33,7% 30,8% 0,0% 0,3% 45,5% 39,5% 28,2% 28,0%606. Suministros Diversos 1,8% 1,1% 0,0% 1,3% 1,6% 0,6% 0,8% 1,2%607. Compra de Energía 21,8% 18,3% 22,7% 50,8% 25,4% 18,4% 52,1% 26,3%62. Cargas de Personal 6,8% 16,3% 20,9% 12,0% 4,9% 3,1% 5,1% 7,6%63. Servicios Prestados por Terceros 4,9% 9,8% 13,1% 3,8% 4,1% 2,9% 3,0% 5,7%64. Tributos 2,6% 3,5% 5,4% 4,6% 1,6% 1,1% 2,3% 2,6%65. Cargas Diversas de Gestión 2,6% 2,3% 9,3% 2,0% 2,6% 1,6% 1,2% 3,4%68. Provisiones del ejercicio 20,7% 18,0% 28,7% 25,2% 10,5% 11,6% 7,1% 17,4%Total Costo del Servicio 94,9% 100,0% 100,0% 100,0% 96,4% 78,7% 99,8% 92,2%670. Cargas Financieras 5,1% 0,0% 0,0% 0,0% 3,6% 21,3% 0,2% 7,8%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Empresas Transmisoras

El total de costos de las empresas transmisoras asciende a S/. 150,0 millones

(incluyendo cargas financieras). La empresa que presenta el mayor costo en este grupo

es REP (S/. 100,6 millones), para REP las Provisiones del ejercicio tienen un valor de S/.

40,2 millones (39,9%) y sus Cargas de Personal presentan un valor de S/. 22,9 millones

(22,7%).

Transmantaro es la segunda empresa transmisora de energía eléctrica con mayores

niveles de costos incluyendo cargas financieras (S/. 19,7 millones), de los cuales el

57,1% corresponde a Provisiones del ejercicio (S/. 11,2 millones) y el 23,6% a Servicios

Prestados por Terceros (S/. 4,6 millones).

Por su parte Redesur tiene Costos y Cargas financieras de S/. 13,3 millones, de los

cuales el 26,2% corresponde a Provisiones del ejercicio (S/. 3,5 millones) y el 17,3% a

Servicios Prestados por Terceros (S/. 2,3 millones).

48

Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras

EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total

602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%606. Suministros Diversos 0,0% 0,0% 0,2% 0,0% 0,0% 0,0%607. Compra de Energía 0,5% 0,0% 0,0% 1,3% 0,0% 0,9%62. Cargas de Personal 0,0% 0,9% 7,4% 22,7% 0,6% 16,0%63. Servicios Prestados por Terceros 20,2% 29,2% 17,3% 14,6% 23,6% 17,1%64. Tributos 1,9% 2,5% 2,2% 2,0% 3,5% 2,2%65. Cargas Diversas de Gestión 12,9% 4,3% 10,3% 4,6% 5,9% 5,8%68. Provisiones del ejercicio 64,5% 43,3% 26,2% 39,9% 57,1% 42,7%Total Costo del Servicio 100,0% 80,2% 63,7% 85,2% 90,7% 84,7%670. Cargas Financieras 0,0% 19,8% 36,3% 14,8% 9,3% 15,3%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Empresas Distribuidoras

Las empresas distribuidoras poseen un pequeño porcentaje de sus costos en Cargas

financieras (2,1%). La partida que concentra la mayor parte de los costos es la Compra

de Energía (67,8%), siendo así los costos que representan mayor proporción entre los

costos totales de las empresas distribuidoras, seguidos por Servicios Prestados por

Terceros (10,2%) y Provisiones del ejercicio con (7,6%).

Edelnor es la empresa que más valor presenta en Servicios Prestados por Terceros con

28,3% y más valor presenta en Provisiones del ejercicio con 27,3% de sus costos

respectivamente.

Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total

602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,4% 0,0% 17,3% 0,0% 29,8% 100,0%606. Suministros Diversos 40,6% 11,9% 0,0% 7,6% 6,1% 5,8% 100,0%607. Compra de Energía 32,3% 5,5% 0,0% 7,3% 31,0% 4,2% 100,0%62. Cargas de Personal 22,5% 4,5% 0,0% 8,3% 33,2% 4,1% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 28,3% 5,7% 0,0% 11,2% 15,1% 4,6% 100,0%64. Tributos 27,3% 4,9% 0,0% 7,8% 28,7% 4,8% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 12,4% 5,7% 0,0% 11,5% 16,1% 15,7% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 27,3% 4,9% 0,0% 13,0% 17,6% 4,3% 100,0%Total Costo del Servicio 30,5% 5,5% 0,0% 8,3% 27,5% 4,5% 100,0%670. Cargas Financieras 63,2% 0,0% 0,0% 0,0% 30,9% 0,9% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 31,2% 5,4% 0,0% 8,1% 27,6% 4,5% 100,0%

49

Por Sistema

Podemos observar que a nivel total, Compra de Energía representa la mayor parte de los

costos de las empresas del Sector energía, S/. 2 548,9 millones, es decir 48,6% del costo

del servicio y cargas financieras. El 12,7% (S/. 664,8 millones) va destinado a

Provisiones del ejercicio, el 11,8%(S/. 617,0 millones) va destinado a Combustibles y

Lubricantes y el 8,5% (S/. 445,4 millones) a Servicios Prestados por Terceros. A su vez,

las Cargas Financieras ascienden a S/. 253,8 millones, representa el 4,8%.

En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la Compra de Energía realizada fue de

S/. 2 548,9 millones (48,6% del total de sus costos incluido cargas financieras), las

Provisiones del ejercicio alcanzan S/. 664,8 millones (12,7%). Los Combustibles y

Lubricantes y Servicios Prestados por Terceros ascienden a S/. 617,0 millones (11,8%) y

S/. 445,4 millones (8,5% respectivamente).

El total de costos de los Sistemas Aislados ascienden a S/. 0,0 millones (incluido cargas

financieras).

Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema

TIPO DE SISTEMA SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 100,0% 0,0% 100,0%606. Suministros Diversos 100,0% 0,0% 100,0%607. Compra de Energía 100,0% 0,0% 100,0%62. Cargas de Personal 100,0% 0,0% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 100,0% 0,0% 100,0%64. Tributos 100,0% 0,0% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 100,0% 0,0% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 100,0% 0,0% 100,0%Total Costo del Servicio 100,0% 0,0% 100,0%670. Cargas Financieras 100,0% 0,0% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 0,0% 100,0%

50

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO

Por Tipo de Empresa

Las empresas de electricidad poseen en total un Activo Fijo Neto de S/. 26 156,2

millones, de los cuales el 50,7% pertenece a Maquinarias y Equipos y el 33,4% a

Inmuebles. La Depreciación Acumulada de las empresas de energía eléctrica alcanza los

S/. 16 650,8 millones que representa 38,9% del Activo Fijo Bruto.

Las empresas generadoras poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 16 209,5

millones, de los cuales el 49,9% pertenece a Inmuebles y el 33,6% a Maquinarias y

Equipos. La Depreciación acumulada de las empresas generadoras alcanza los S/.

10 649,9 millones que representa el 39,7% del Activo fijo bruto.

Las empresas transmisoras poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 332,7

millones, de los cuales el 85,9% pertenece a Maquinarias y equipos. La Depreciación

Acumulada de las empresas transmisoras alcanza los S/. 228,4 millones que representa

el 40,7% del Activo fijo bruto.

Las empresas distribuidoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 9 614,0

millones, de los cuales el 78,1% corresponde a Maquinarias y equipos y el 6,6% a

Inmuebles. La Depreciación acumulada alcanza los S/. 5 772,5 millones que representa

37,5% del Activo fijo bruto.

Se puede decir que las empresas de generación poseen el 92,6% del total de inmuebles

del sector eléctrico, mientras que por el lado de maquinarias y equipos el 56,7%

pertenecen a las empresas Distribuidoras y el 41,2% a las Generadoras.

51

Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) SISTEMAS GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS Total

Activo Fijo Bruto Inmuebles 11 999,0 7,7 892,8 12 899,4 Inmuebles % 44,7% 1,4% 5,8% 30,1%Maquinaria y Equipos 11 415,8 479,0 12 772,6 24 667,4 Maquinaria y Equipos % 42,5% 85,4% 83,0% 57,6%Total 26 859,4 561,0 15 386,6 42 807,0 Total % 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Depreciación AcumuladaInmuebles 3 911,8 2,7 255,1 4 169,6 Inmuebles % 36,7% 1,2% 4,4% 25,0%Maquinaria y Equipos 5 962,8 193,1 5 262,5 11 418,4

Maquinaria y Equipos % 56,0% 84,6% 91,2% 68,6%

Total 10 649,9 228,4 5 772,5 16 650,8

Total % 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Activo Fijo NetoInmuebles 8 087,2 5,0 637,7 8 729,8 Inmuebles % 49,9% 1,5% 6,6% 33,4%Maquinaria y Equipos 5 453,0 285,8 7 510,1 13 249,0 Maquinaria y Equipos % 33,6% 85,9% 78,1% 50,7%Total 16 209,5 332,7 9 614,0 26 156,2

Total % 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Por Sistema

El Sistema Interconectado Nacional, cuenta con un total de Activos Fijos Netos de S/. 25

678,6 millones, de los cuales el 50,2% son de Maquinarias y Equipos y el 33,8% de

Inmuebles. La Depreciación acumulada alcanza los S/. 16 507,3 millones y corresponden

el 39,1% del Activo fijo bruto.

52

Tabla 15 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) SISTEMAS SEIN SA Total

Activo Fijo Bruto Inmuebles 12 843,9 55,5 12 899,4Inmuebles % 30,4% 8,9% 30,1%Maquinarias y Equipos 24 190,1 477,3 24 667,4

Maquinaria y Equipos % 57,3% 76,9% 57,6%

Total 42 186,0 621,0 42 807,0

Total % 100,0% 100,0% 100,0%

Depreciación AcumuladaInmuebles 4 158,4 11,2 4 169,6Inmuebles % 25,2% 7,8% 25,0%Maquinarias y Equipos 11 297,0 121,5 11 418,4Maquinaria y Equipos % 68,4% 84,7% 68,6%Total 16 507,3 143,5 16 650,8Total % 100,0% 100,0% 100,0%

Activo Fijo NetoInmuebles 8 685,4 44,4 8 729,8Inmuebles % 33,8% 9,3% 33,4%Maquinarias y Equipos 12 893,1 355,9 13 249,0Maquinaria y Equipos % 50,2% 74,5% 50,7%Total 25 678,6 477,5 26 156,2

Total % 100,0% 100,0% 100,0%

Los Sistemas Aislados poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 477,5 millones, de

los cuales el 74,5% corresponde a Maquinarias y Equipo y el 9,3% a Inmuebles. La

Depreciación acumulada de los Sistemas Aislados alcanza los S/. 143,5 millones que

representan el 23,1% del Activo Fijo Bruto.

Tabla 16 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo

Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería

Cuadro Nº 11

TOTAL

ACTIVO FIJO Centrales Térmicas

Centrales Hidraúlicas Comercialización Administración Total Subestaciones Lineas Muy alta

TensiónLineas Alta

tensión Administración Total Redes Media Tensión

Redes Baja Tensión Comercialización Adminsitración Total Total Acumulado

ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 72 598 66 145 105 6 258 145 106 44 775 73 362 45 210 122 622 4 078 34 562 64 948 226 210 416 527 Inmuebles 1 054 490 11 076 900 2 936 96 632 12 230 958 127 245 2 344 9 174 814 139 576 139 701 130 724 121 247 137 215 528 887 12 899 420 Maquinarias y Equipos 5 837 623 6 093 418 539 3 733 11 935 313 1 500 981 331 867 587 685 11 2 420 544 3 444 023 6 334 694 525 676 7 149 10 311 542 24 667 399 Muebles 8 667 4 734 473 19 975 33 849 4 965 1 579 35 1 093 7 672 6 794 7 117 13 837 14 161 41 910 83 431 Unidades de Transporte 13 590 36 147 161 16 130 66 028 13 608 613 293 14 514 12 392 20 554 18 106 20 552 71 604 152 146 Equipos Diversos 96 860 111 754 6 983 116 134 331 732 54 000 523 213 1 835 56 572 53 541 49 468 69 702 70 681 243 393 631 696 Otros 2 541 622 383 763 90 42 326 2 967 800 128 480 4 926 11 456 144 862 319 596 329 195 16 067 178 817 843 675 3 956 337 Total 9 625 449 17 772 861 11 287 301 188 27 710 786 1 874 053 341 239 609 250 4 408 2 828 950 4 098 668 6 875 831 799 197 493 523 12 267 220 42 806 956 DEPRECIACION ACUMULADA

Inmuebles 156 648 3 786 403 2 048 44 028 3 989 127 40 316 81 194 211 40 802 40 797 30 003 29 188 39 694 139 681 4 169 610 Maquinarias y Equipos 2 472 788 3 739 160 364 2 951 6 215 264 635 542 141 541 281 572 7 1 058 662 1 408 526 2 545 584 185 401 5 003 4 144 513 11 418 438 Muebles 455 669 3 887 374 15 407 475 336 2 824 1 082 21 1 130 5 057 5 253 5 390 10 070 10 093 30 806 511 199 Unidades de Transporte 9 224 33 384 92 12 837 55 537 10 276 177 136 10 589 7 057 10 677 12 743 13 681 44 159 110 285 Equipos Diversos 70 127 103 392 5 053 73 420 251 992 26 398 284 103 936 27 721 35 001 25 735 48 394 47 286 156 416 436 129 Otros 3 682 128 3 811 477 477 189 667 856 5 143 Total 3 168 138 7 666 354 7 931 148 644 10 991 067 715 833 142 988 282 067 2 420 1 143 308 1 496 823 2 618 055 285 796 115 756 4 516 430 16 650 805 ACTIVO FIJO NETO Terrenos 72 598 66 145 105 6 258 145 106 44 775 73 362 45 210 122 622 4 078 34 562 64 948 226 210 416 527 Inmuebles 897 842 7 290 497 888 52 604 8 241 830 86 929 2 262 8 980 602 98 774 98 904 100 722 92 059 97 521 389 206 8 729 810 Maquinarias y Equipos 3 364 835 2 354 258 175 782 5 720 049 865 439 190 325 306 113 5 1 361 883 2 035 497 3 789 110 340 276 2 146 6 167 029 13 248 960 Muebles ( 447 002 ) 847 99 4 568 ( 441 487 ) 2 140 497 14 ( 37 ) 2 614 1 541 1 728 3 767 4 069 11 105 ( 427 768 ) Unidades de Transporte 4 366 2 763 69 3 292 10 491 3 332 436 157 3 925 5 334 9 877 5 362 6 871 27 445 41 860 Equipos Diversos 26 733 8 362 1 930 42 714 79 739 27 602 239 110 899 28 851 18 540 23 733 21 308 23 395 86 977 195 567 Otros 2 537 939 383 635 90 42 326 2 963 990 128 002 4 926 11 456 144 385 319 406 328 529 16 067 178 817 842 819 3 951 194 Total 6 457 311 10 106 507 3 356 152 545 16 719 719 1 158 220 198 250 327 183 1 988 1 685 642 2 601 845 4 257 776 513 402 377 767 7 750 790 26 156 150

Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Gestión & Energía

CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOSAl 30 de Junio de 2012

(Expresado en Miles de Nuevos Soles)EQUIPOS DE GENERACIÓN EQUIPOS DE TRANSMISIÓN EQUIPOS DE DISTRIBUCIÓN

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

2.6.1. CÁLCULO DEL ROA1

Por Tipo de Empresa

La Utilidad Operativa Total anualizada al 30 de junio de 2012 fue de S/. 3 955,3 millones,

de los cuales las empresas generadoras obtuvieron S/. 2 166,3 millones (54,8% del Total

Utilidad Operativa) mientras que las empresas distribuidoras obtuvieron S/. 1 087,1

millones (27,5% del Total) y la Utilidad Operativa para las empresas transmisoras fue de

S/. 701,9 millones (17,7% del Total).

Por Sistema

La Utilidad Operativa anualizada al cierre del segundo trimestre de 2012 producida por el

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional fue de S/. 3 954,1 millones, 99,99% de la

Utilidad Total. Los Sistemas Aislados tuvieron una Utilidad Operativa anualizada de S/.

1,3 millones (0,01% del Total).

El sector eléctrico presenta un ROA promedio de 11,1% para el segundo

trimestre del año 2012.

Para el caso de las empresas de Generación el nivel de activos al cierre del

periodo de análisis es de S/. 20 848,3 millones que comparado con su Utilidad

Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA de 10,4%.

Para el caso las empresas Transmisoras, el nivel de activos al cierre del periodo

de análisis es de S/. 3 261,4 millones que comparado con su Utilidad Operativa

genera un retorno sobre sus activos, ROA del 21,5%.

Para el caso las Distribuidoras, el nivel de activos al cierre del periodo de

análisis es de S/. 11 641,5 millones que comparado con su Utilidad Operativa


Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el nivel de activos al

cierre del periodo de análisis es de S/. 35 148,1 millones que comparado con su

Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 11,2%. 1 ROA = Utilidad Operativa / Nivel de Activos

55

Para el caso de los Sistemas Aislados el nivel de activos al cierre del periodo de

análisis es de S/. 603,1 millones que comparado con su Utilidad Operativa


2.6.2. CÁLCULO DEL ROE1

Por Tipo de Empresa

La Utilidad antes de Impuestos Total anualizada es de S/. 3 194,0 millones, de los

cuales las empresas generadoras tuvieron una Utilidad Financiera antes de

Impuestos de S/. 1 967,7 millones (61,6% del Total) mientras que las empresas

distribuidoras obtuvieron una Utilidad Financiera antes de Impuestos de S/. 1 061,6

millones (33,2% de dichas Utilidades). Para el caso de las empresas transmisoras la

Utilidad Financiera antes de Impuestos fue de S/. 164,7 millones, 5,2% del Total de

la Utilidad Financiera antes de Impuestos.

El sector eléctrico para el segundo trimestre del año 2012 presenta en promedio

una Rentabilidad sobre el Patrimonio (ROE) de 14,8%.

Para las empresas Generadoras el Patrimonio Neto al cierre del periodo de

análisis es de S/. 12 824,9 millones que comparado con su Utilidad antes de

Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 15,3%.

Para el caso de las empresas Transmisoras el Patrimonio Neto al cierre del

periodo de análisis es de S/. 1 592,7 millones que comparado con su Utilidad

antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 10,3%.

Para las empresas Distribuidoras, el Patrimonio Neto al cierre del periodo de

análisis es de S/. 7 203,7 millones que comparado con su Utilidad antes de


Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el Patrimonio Neto al

cierre del periodo de análisis es de S/. 21 131,6 millones que comparado con su

Utilidad antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE de

15,1%.

1 ROE = Utilidad Financiera t antes de Impuestos/ Patrimonio Neto

56

Para el caso de los Sistemas Aislados el Patrimonio Neto al cierre del periodo de

análisis es de S/. 489,7 millones que comparado con su Utilidad antes de


2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA

EMPRESAS GENERADORAS

Rentabilidad

En lo que respecta a la Rentabilidad Económica

(ROA), para el segundo trimestre del año 2012

se encuentra en 10,4%. Para el cálculo de este

indicador se ha anualizado el resultante de

considerar como numerador la Utilidad

Operativa y como denominador los Activos

totales registrados al inicio del periodo de

análisis. Los ROA más altos los encontramos en

Eepsa (49,2%), Termoselva (23,1%), y

Chinango (13,5%).

La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó

15,3% para este periodo de análisis. Para el

cálculo de este indicador se ha anualizado el

resultante de considerar como numerador la

Utilidad antes de impuestos y como

denominador el Patrimonio neto registrado del periodo de análisis. Los mejores niveles

de ROE los encontramos en Eepsa con 44,1%, Enersur con 28,0%, Termoselva con

26,9%, y Chinango con 21,7%.

La GIR sobre el Activo fijo se ubica a junio 2012 en 16,45%, dando los mayores valores

en Electroperú 19,03% y Enersur 18,91%.

EMPRESA ROA Anual S/. ROE Anual S/.

Celepsa 6,8% 10,4%Chavimochic 0,1% 0,6%Chinango 13,5% 21,7%Edegel 11,2% 16,9%Eepsa 49,2% 44,1%Egasa 3,8% 4,7%Egemsa 4,4% 4,6%Egenor 7,2% 14,2%Egesur 3,7% 3,9%Electro Andes 7,4% 11,7%Electroperú 12,5% 14,2%Enersur 12,3% 28,0%Kallpa 4,6% 15,1%San Gabán 8,0% 11,1%Shougesa 9,5% 12,4%Sinersa 9,4% 9,5%Termoselva 23,1% 26,9%

57

EMPRESAS TRANSMISORAS

Rentabilidad La Rentabilidad económica (ROA) de las empresas transmisoras en este periodo es

21,5%. Por empresas, Transmantaro alcanzó 39,8%, Redesur obtuvo 15,4%, ISA-Perú

15,1%, y REP 6,5%. Eteselva en este periodo de análisis es la que obtuvo el menor

rendimiento sobre los activos (0,5%).

La Rentabilidad financiera (ROE) alcanzó

10,3% en el segundo trimestre del año 2012.

Las empresas que alcanzaron los mayores

retornos fueron Redesur (32,1%) e ISA-Perú

(23,7%). La empresa de menor ROE promedio

en este periodo fue Eteselva con 0,3%.

Con respecto a la GIR sobre activo fijo se obtiene un valor de 30,25% siendo el valor

más bajo Eteselva con 8,65%.

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Rentabilidad

La Rentabilidad Económica (ROA) anualizada

de las empresas distribuidoras para este

periodo de análisis alcanzó 9,3%. Siendo la

empresa de mayor rentabilidad Sersa con

35,8%.

La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó

14,7% para el segundo trimestre del año 2012,

siendo la empresa con mayor rentabilidad

financiera Sersa con 43,3%.


Adinelsa -2,8% -0,2%Coelvisac 9,0% 14,8%Edecañete 2,2% 4,9%Edelnor 12,8% 30,4%Electrocentro 6,0% 8,6%Electronoroeste 7,1% 12,1%Electronorte 6,7% 11,1%Electro Oriente 0,2% 1,0%Electro Puno 5,1% 4,8%Electrosur 7,9% 10,9%Electro Sur Este 4,3% 5,3%Electro Sur Medio 6,4% 8,0%Electro Tocache -1,8% 0,1%Electro Ucayali -0,2% 1,2%Emseusa 9,6% 12,7%Hidrandina 4,3% 6,7%Luz del Sur 16,7% 30,8%Seal 10,7% 15,0%Sersa 35,8% 43,3%


Eteselva 0,5% 0,3%ISA-Perú 15,1% 23,7%Redesur 15,4% 32,1%Transmantaro 39,8% 9,9%REP 6,5% 10,6%

58

El GIR sobre el Activo fijo se ubica a junio del 2012 en 15,87% observándose valor más

bajo en Hidrandina con 9,82%. Los valores más altos lo tienen las empresas Luz del Sur

y Seal, con 22,43% y 21,51% respectivamente.

2.6.4. Criterios y Metodología para el cálculo de la TIR.

La Tasa Interna de Retorno o TIR es un indicador que tiene como finalidad estimar la

verdadera rentabilidad de una inversión dentro de un contexto de tarifas reguladas y de

inversiones eficientes.

La TIR es un indicador de largo plazo. En consecuencia, es lógico utilizar un periodo de

doce meses para su estimación. Utilizar periodos menores conduciría a hacer una

estimación de largo plazo en base a un resultado coyuntural.

Para la estimación de la TIR es necesario estimar previamente tres variables:

El Valor Nuevo de Reemplazo o VNR.

La Generación Interna de Recursos o GIR.

El Horizonte Temporal o “n”.

A continuación se propondrá el método para la estimación de la TIR.

2.6.5. TIR base VNR

Una mejor aproximación al mercado de una inversión es el Valor Nuevo de Reemplazo

(VNR), que representa la inversión en condiciones eficientes que se debe realizar para la

puesta en marcha de un negocio similar.

2.6.6. Estimación del VNR

El VNR es un concepto que se aproxima al activo fijo que figura en el balance de una

empresa. La diferencia entre el VNR y el activo fijo se produce cuando se incluyen dentro

59

de esta cuenta del balance activos que no son absolutamente necesarios para la

operación misma de la empresa.

La información del VNR es establecida y proporcionada por el OSINERGMIN para las

empresas eléctricas de Distribución y de Transmisión. En el caso de las empresas de

Generación el VNR lo proporciona cada empresa.

Para la estimación del VNR se utilizará los montos establecidos en el año 2008,

actualizados a Junio del 2012, aplicando el IPM y el tipo de cambio correspondientes.

Generadoras

Los principales activos de una empresa generadora son sus centrales de generación.

Para estimar el monto de la inversión necesaria se ha asumido un costo de US$ 1,200

por KW para las centrales hidráulicas y de US$ 450 KW para las centrales térmicas.

De este modo para una empresa con una central hidráulica de 100 MW se estima un

VNR de US$ 120 millones. El VNR estimado puede variar periodo a periodo en la medida

que así lo haga la potencia instalada de sus centrales.

Por otro lado, la información correspondiente a la potencia instalada por central y

tecnología de las empresas generadoras es recopilada de la información reportada por

las empresas a través del sistema de información comercial administrado por

OSINERGMIN.

Transmisoras

Para el caso de las empresas de transmisión el VNR se encuentra publicado en

resoluciones del OSINERGMIN-GART. En el caso de algunas empresas de transmisión

el VNR es fijo para toda la vida útil del proyecto y se actualiza mediante algún factor

como índice PPI (Finished Goods Less Food and Energy).

60

Distribuidoras

En el caso de las empresas de distribución, el VNR es fijado cada cuatro años mediante

Resolución del OSINERG. En 1997 el VNR de las empresas distribuidoras fue

establecido en la Resolución 014-97 y en el 2001 mediante la Resolución 1909-2001. En

el año 2005 se emitió la Resolución OSINERG N° 369-2005-OS/CD en la que se fijó el

VNR de las instalaciones eléctricas al 30 de junio del 2004. Además el 14 de Octubre del

2009 se fijó el VNR de las instalaciones eléctricas con la Resolución OSINERGMIN N°

180-2009-OS/CD.

2.6.7. Estimación de la GIR

Habiendo sido fijado el VNR falta estimar la GIR. Para ello se toma como base la utilidad

económica del estado de resultados y se le adicionan las provisiones del ejercicio.

Las provisiones son extraídas del estado de resultados. Conviene recalcar que las

provisiones son cuentas que se consideran como gasto en el estado de resultados pero

que no implican salidas efectivas de dinero.

Fórmula 1

sProvisioneEconómicaUtilidadGIR

De este modo se obtiene la GIR1. Falta ahora determinar el factor “n”.

2.6.8. Estimación de “n”

Para la estimación del “n” se utilizan diferentes procedimientos dependiendo de si las

empresas son generadoras, transmisoras o distribuidoras.

En el caso de las empresas de generación se ha asignado una vida útil de 50 años a las

centrales hidráulicas y de 20 años a las centrales térmicas. Luego se efectúa una

1 Utilidad económica + provisiones de los últimos cuatro trimestres.

61

ponderación en base a la potencia instalada de las centrales de una empresa para

estimar la vida útil promedio de sus activos “n”. Para ello se aplica la siguiente fórmula:

Fórmula 2

Pot.T.H. Pot.

20T. Pot.50H. Pot.n

Donde:

Pot. H. = Potencia de las centrales hidráulicas.

Pot. T. = Potencia de las centrales térmicas.

En el caso de las empresas de transmisión y distribución se ha asignado una vida útil de

30 y 25 años respectivamente.

2.6.9. Estimación de la TIR base VNR

Para la estimación de la TIR base VNR se utiliza la función TIR del programa Microsoft

Excel©. Alternativamente se utiliza la función TASA del programa Microsoft Excel©

considerando que en la celda Va se ingresará el VNR de la empresa y la celda Vf se

dejará en blanco.

2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico

El resultado de la TIR base VNR, para las empresas generadoras alcanza en promedio,

el valor de 19,0%. Mientras que el mismo indicador para las transmisoras es 47,2% y de

11,9% para las distribuidoras.

62

Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico.

Respecto a las empresas generadoras, se observa que la más representativa, Edegel,

alcanza una TIR de 19,8% mientras Electroperú alcanza una TIR de 17,3%.

En cuanto a las empresas transmisoras, ISA, una de las empresas más pequeñas de las

transmisoras obtuvo una TIR base VNR de 12,8%, mientras que Transmantaro, una de

las empresas más grandes de las Transmisoras, obtuvo una TIR de 86,4%. El indicador

para las transmisoras es de 47,2%.

En promedio, las empresas distribuidoras alcanzaron una TIR base VNR de 11,9%.

Los resultados de Luz del Sur con una TIR base VNR de 13,7% y Edelnor con 13,4%,

entre las más representativas, son una muestra de la buena performance de las

distribuidoras durante los últimos doce meses.

Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa

El resultado de la TIR base VNR consolidado para las empresas del Sector Eléctrico es

17,7%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de los doce últimos meses y

sus niveles de inversión, las empresas del sector obtendrían en promedio, a lo largo de la

vida útil de sus activos, una rentabilidad del 17,7%.

Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Edegel 3 285 106 19,8% Transmantaro 701 750 86,4% Luz del Sur 3 704 485 13,7%Electroperú 3 300 066 17,3% REP 456 583 37,9% Edelnor 3 490 482 13,4%Egenor 1 526 082 12,4% Redesur 279 775 9,0% Hidrandina 989 889 10,1%Enersur 1 675 124 29,8% ISA-Perú 197 797 12,8% Electrocentro 768 075 10,6%Egasa 764 396 10,0% Eteselva 161 521 8,3% Seal 493 577 11,6%Electro Andes 1 076 035 14,5% 0,0% Electro Sur Este 534 803 9,8%San Gabán 416 302 12,2% 0,0% Electronoroeste 509 261 10,2%Egemsa 377 411 13,8% 0,0% Electro Oriente 489 374 1,6%Termoselva 244 201 33,0% 0,0% Electronorte 332 176 11,9%Kallpa 725 832 21,5% 0,0% Electro Sur Medio 315 592 11,8%Egesur 151 340 9,6% 0,0% Electro Puno 303 129 6,8%Shougesa 82 513 20,3% 0,0% Electro Ucayali 118 225 1,5%Eepsa 145 395 143,9% 0,0% Electrosur 209 860 10,1%Sinersa 125 330 13,5% 0,0% Edecañete 55 805 9,8%Chavimochic 31 132 6,4% 0,0% Electro Tocache 17 995 *Chinango 594 837 6,8% 0,0% Coelvisac 21 899 33,7%Celepsa 706 992 14,3% 0,0% Emseusa 7 495 15,8%

0,0% Sersa 3 750 13,4%TOTAL 15 228 095 19,0% TOTAL 1 797 426 47,2% TOTAL 12 365 873 11,9%

1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 20052 Fusión de Electro Andes y Cahua a fines de 2009 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

DISTRIBUIDORASGENERADORAS TRANSMISORAS

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Generadoras 15 228 095 19,0%Transmisoras 1 797 426 47,2%Distribuidoras 12 365 873 11,9%TOTAL 29 391 394 17,7%

TIR SECTOR ELECTRICO

63

2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas

Existe notable diferencia entre los resultados obtenidos por las empresas que operan

bajo administración privada y las que lo hacen bajo una administración pública. Las

primeras, obtienen mejores (o iguales) resultados que las segundas, para los tres tipos

de empresas.

Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas

El promedio de la TIR base VNR de las generadoras privadas es de 20,8% a pesar del

resultado destacado de Edegel con 19,8% y Enersur con un indicador de 29,8%.

La TIR base VNR de las transmisoras es de 47,2%. Las empresas Transmantaro y REP

muestran las TIR más altas del sector con 86,4% y 37,9% respectivamente. Todas las

empresas transmisoras son privadas.

En cuanto al resultado de la TIR base VNR de las distribuidoras de administración

privada es de 13,5%, se aprecia una diferencia de 1,6% puntos porcentuales, por encima

de la TIR base VNR del total de distribuidoras. Ello hace suponer que las distribuidoras

privadas, operan de manera más eficiente que las empresas estatales.

Luz del Sur y Edelnor, obtuvieron 13,7% y 13,4% de TIR base VNR, respectivamente.

Electro Sur Medio presenta una TIR base VNR de 11,8% mientras que Edecañete obtuvo

una TIR base VNR de 9,8%, niveles de rentabilidad bajos considerando el promedio de

este grupo (13,5%).

Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Edegel 3 285 106 19,8% Transmantaro 701 750 86,4% Luz del Sur 3 704 485 13,7%Egenor 1 526 082 12,4% REP 456 583 37,9% Edelnor 3 490 482 13,4%Enersur 1 675 124 29,8% Redesur 279 775 9,0% Electro Sur Medio 315 592 11,8%Electro Andes 1 076 035 14,5% ISA-Perú 197 797 12,8% Edecañete 55 805 9,8%Termoselva 244 201 33,0% Eteselva 161 521 8,3% Coelvisac 21 899 33,7%Kallpa 725 832 21,5% 0,0% Sersa 3 750 13,4%Shougesa 82 513 20,3% 0,0% 0,0%Eepsa 145 395 143,9% 0,0% 0,0%Sinersa 125 330 13,5% 0,0% 0,0%Chinango 594 837 6,8% 0,0% 0,0%Celepsa 706 992 14,3% TOTAL 10 187 449 20,8% TOTAL 1 797 426 47,2% TOTAL 7 592 013 13,5%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Electro Andes y Cahua a fines de 2009 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

64

Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas)

El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas privadas del Sector Eléctrico

es 20,4%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de las empresas a junio

del 2012 y sus niveles de inversión, VNR Estimados, las empresas del sector obtendrían

en promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, una rentabilidad del 20,4%.

TIR Base VNR Empresas Privadas por Grupo Económico

Grupo Enel

En este grupo se encuentras las empresas generadoras Eepsa, Chinango, y Edegel,

asimismo la distribuidora Edelnor.

Grupo Duke Energy

En este grupo se encuentras las empresas generadoras Termoselva y Egenor, asimismo

la distribuidora Edelnor.

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Generadoras 10 187 449 20,8%Transmisoras 1 797 426 47,2%Distribuidoras 7 592 013 13,5%TOTAL 19 576 888 20,4%

TIR SECTOR ELECTRICO PRIVADO

GRUPO ENEL VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Eepsa 145 395 143,9%Chinango 594 837 6,8%Edelnor 3 490 482 13,4%Edegel 3 285 106 19,8%TOTAL 7 515 821 18,2%

GRUPO DUKE ENERGY VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Termoselva 244 201 33,0%Eteselva 161 521 8,3%Egenor 1 526 082 12,4%TOTAL 1 931 804 14,6%

65

Grupo ISA

En este grupo se encuentras las empresas transmisoras REP, Transmantaro e ISA –

Perú.

Grupo Sempra

En este grupo se encuentras las empresas distribuidoras Luz del Sur y Edecañete.

Grupo Globeleq

En este grupo se encuentra la empresa generadora Kallpa.

Grupo SN Power

En este grupo se encuentra la empresa generadora Electro Andes.

GRUPO ISA VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.REP 456 583 37,9%Transmantaro 701 750 86,4%ISA 197 797 12,8%TOTAL 1 356 130 59,4%

GRUPO SEMPRA VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Luz del sur 3 704 485 13,7%Edecañete 55 805 9,8%TOTAL 3 760 290 13,6%

GRUPO GLOBELEQ VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Kallpa 725 832 21,5%TOTAL 725 832 21,5%

GRUPO SN POWER VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Electro Andes 1 076 035 14,5%TOTAL 1 076 035 14,5%

66

Grupo Suez

En este grupo se encuentra la empresa generadora Enersur.

Grupo Electro Dunas

En este grupo se encuentra la empresa distribuidora Electro Sur Medio.

2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales

De los resultados obtenidos en y del análisis realizado para las empresas estatales se

puede apreciar que éstas se encuentran por debajo de aquellas que se encuentran bajo

la administración privada como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 21 TIR base VNR de Empresas Estatales

El promedio de la TIR base VNR de las empresas generadoras estatales resulta en

15,2%, destacando el indicador obtenido por Electroperú (17,3%).

En cuanto al resultado de la TIR base VNR de las distribuidoras estatales es de 9,1%. En

las empresas de distribución destaca Electronorte con 11,9%.

GRUPO SUEZ VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Enersur 1 675 124 29,8%TOTAL 1 675 124 29,8%

GRUPO ELECTRO DUNAS VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Electro Sur Medio 315 592 11,8%TOTAL 315 592 11,8%

Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Electroperú 3 300 066 17,3% Hidrandina 989 889 10,1%Egasa 764 396 10,0% Electrocentro 768 075 10,6%San Gabán 416 302 12,2% Seal 493 577 11,6%Egemsa 377 411 13,8% Electro Sur Este 534 803 9,8%Egesur 151 340 9,6% Electronoroeste 509 261 10,2%Chavimochic 31 132 6,4% Electro Oriente 489 374 1,6%

Electronorte 332 176 11,9%Electro Puno 303 129 6,8%Electro Ucayali 118 225 1,5%Electrosur 209 860 10,1%Electro Tocache 17 995 *Emseusa 7 495 15,8%

TOTAL 5 040 646 15,2% TOTAL 4 773 860 9,1%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES

67

TIR base VNR por tipo de empresa (Estatales)

El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas privadas del Sector Eléctrico

es 12,3%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de las empresas a junio

del 2012 y sus niveles de inversión, VNR Estimados, las empresas del sector obtendrían

en promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, una rentabilidad del 12,3%.

2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico

En la estimación del GIR / VNR para el sector eléctrico se observa que se obtuvieron

resultados diferentes a las TIR base VNR.

Las empresas generadoras obtuvieron un GIR / VNR de 19,1% destacando la empresas

Edegel con 19,9% y Enersur con 29,7% entre las más representativas.

Las empresas transmisoras obtuvieron un ratio de 47,2%, siendo Eteselva la de menor

valor con 9,1%. Por el contrario la empresa Transmantaro muestra un ratio de 86,4%.

Las empresas distribuidoras muestran en promedio un ratio GIR / VNR de 12,7%

destacando Luz del Sur y Edelnor con 14,2% y 14,0% respectivamente, entre las más

representativas.

Se muestra el resumen de las empresas con sus respectivos ratios.

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Generadoras 5 040 646 15,2%Distribuidoras 4 773 860 9,1%

TOTAL 9 814 506 12,3%

TIR SECTOR ELECTRICO ESTATALES

68

Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas

El resultado consolidado de las empresas del sector es de 18,1%.

Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector

2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas

Distinguiendo a las empresas por su tipo de administración, privada, se tiene que las

empresas generadoras obtienen un promedio de GIR / VNR de 20,9%.

Las empresas privadas transmisoras obtienen un promedio de 47,2% y las distribuidoras

de 14,1%.

Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Edegel 3 285 106 19,9% Transmantaro 701 750 86,4% Luz del Sur 3 704 485 14,2%Electroperú 3 300 066 17,4% REP 456 583 37,9% Edelnor 3 490 482 14,0%Egenor 1 526 082 12,6% Redesur 279 775 9,7% Hidrandina 989 889 11,1%Enersur 1 675 124 29,7% ISA-Perú 197 797 13,2% Electrocentro 768 075 11,5%Egasa 764 396 10,3% Eteselva 161 521 9,1% Seal 493 577 12,4%Electro Andes 1 076 035 14,5% 0 0,00% Electro Sur Este 534 803 10,9%San Gabán 416 302 12,9% 0 0,00% Electronoroeste 509 261 11,2%Egemsa 377 411 13,9% 0 0,00% Electro Oriente 489 374 4,9%Termoselva 244 201 33,1% 0 0,00% Electronorte 332 176 12,7%Kallpa 725 832 21,9% 0 0,00% Electro Sur Medio 315 592 12,5%Egesur 151 340 9,9% 0 0,00% Electro Puno 303 129 8,4%Shougesa 82 513 20,8% 0 0,00% Electro Ucayali 118 225 4,9%Eepsa 145 395 143,9% 0 0,00% Electrosur 209 860 11,1%Sinersa 125 330 13,5% 0 0,00% Edecañete 55 805 10,9%Chavimochic 31 132 6,7% 0 0,00% Electro Tocache 17 995 1,5%Chinango 594 837 7,0% 0 0,00% Coelvisac 21 899 33,7%Celepsa 706 992 14,3% 0 0,00% Emseusa 7 495 16,2%

Sersa 3 750 14,0%TOTAL 15 228 095 19,1% TOTAL 1 797 426 47,2% TOTAL 12 365 873 12,7%

1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 20052 Fusión de Electro Andes y Cahua a fines de 2009 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Generadoras 15 228 095 19,1%Transmisoras 1 797 426 47,2%Distribuidoras 12 365 873 12,7%TOTAL 29 391 394 18,1%

GIR / VNR

69

Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privada

Las empresas privadas tienen un promedio de GIR / VNR de 20,7%.

Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada

GIR / VNR Empresas Privadas por Grupo Económico

Grupo Enel

Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Edegel 3 285 106 19,9% Transmantaro 701 750 86,4% Luz del Sur 3 704 485 14,2%Egenor 1 526 082 12,6% REP 456 583 37,9% Edelnor 3 490 482 14,0%Enersur 1 675 124 29,7% Redesur 279 775 9,7% Electro Sur Medio 315 592 12,5%Electro Andes 1 076 035 14,5% ISA-Perú 197 797 13,2% Edecañete 55 805 10,9%Termoselva 244 201 33,1% Eteselva 161 521 9,1% Coelvisac 21 899 33,7%Kallpa 725 832 21,9% 0 0,0% Sersa 3 750 14,0%Shougesa 82 513 20,8% 0 0,0% 0 0,0%Eepsa 145 395 143,9% 0 0,0% 0 0,0%Sinersa 125 330 13,5% 0 0,0% 0 0,0%Chinango 594 837 7,0% 0 0,0% 0 0,0%Celepsa 706 992 14,3%TOTAL 10 187 449 20,9% TOTAL 1 797 426 47,2% TOTAL 7 592 013 14,1%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 20052 Fusión de Electro Andes y Cahua a fines de 2009 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Generadoras 10 187 449 20,9%Transmisoras 1 797 426 47,2%Distribuidoras 7 592 013 14,1%TOTAL 19 576 888 20,7%

GIR / VNR

GRUPO ENEL VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Eepsa 145 395 143,9%Chinango 594 837 7,0%Edelnor 3 490 482 14,0%Edegel 3 285 106 19,9%TOTAL 7 515 821 18,6%

70

Grupo Duke Energy

Grupo ISA

Grupo Sempra

Grupo Globeleq

Grupo SN Power

GRUPO DUKE ENERGY VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Termoselva 244 201 33,1%Eteselva 161 521 9,1%Egenor 1 526 082 12,6%TOTAL 1 931 804 14,9%

GRUPO ISA VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.REP 456 583 37,9%Transmantaro 701 750 86,4%ISA 197 797 13,2%TOTAL 1 356 130 59,4%

GRUPO SEMPRA VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Luz del sur 3 704 485 14,2%Edecañete 55 805 10,9%TOTAL 3 760 290 14,2%

GRUPO GLOBELEQ VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Kallpa 725 832 21,9%TOTAL 725 832 21,9%

GRUPO SN POWER VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Electro Andes 1 076 035 14,5%TOTAL 1 076 035 14,5%

71

Grupo Suez

Grupo Electro Dunas

2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales

Para el caso de las empresas generadoras estatales, éstas obtuvieron un GIR / VNR

promedio de 15,4%.

Las empresas distribuidoras mostraron un promedio de 10,4%.

Las empresas estatales tienen un promedio de GIR / VNR de 13,0%.

Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal

GRUPO SUEZ VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Enersur 1 675 124 29,7%TOTAL 1 675 124 29,7%

GRUPO ELECTRO DUNAS VNR (S/. Miles) GIR/VNR S/.Electro Sur Medio 315 592 12,5%TOTAL 315 592 12,5%

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Generadoras 5 040 646 15,4%Distribuidoras 4 773 860 10,4%TOTAL 9 814 506 13,0%

GIR / VNR

72

Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales

Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Electroperú 3 300 066 17,4% Hidrandina 989 889 11,1%Egasa 764 396 10,3% Electrocentro 768 075 11,5%San Gabán 416 302 12,9% Seal 493 577 12,4%Egemsa 377 411 13,9% Electro Sur Este 534 803 10,9%Egesur 151 340 9,9% Electronoroeste 509 261 11,2%Chavimochic 31 132 * Electro Oriente 489 374 4,9%

0 0,0% Electronorte 332 176 12,7% 0,0% Electro Puno 303 129 8,4% 0,0% Electro Ucayali 118 225 4,9% 0,0% Electrosur 209 860 11,1% 0,0% Electro Tocache 17 995 1,5% 0,0% Emseusa 7 495 16,2%

TOTAL 5 040 646 15,4% TOTAL 4 773 860 10,4%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES

73

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS

2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL

En la proyección del Balance General, se tomaron como referencia los últimos cinco

balances generales anuales, es decir, 2007 – 2011.

Para el Activo Corriente y el Activo No Corriente de cada tipo de empresa por su

naturaleza se tomaron el mínimo, promedio y máximo de los balances anuales del

periodo 2007 – 2011.

El Activo Total para cada tipo de empresa por naturaleza se calculó como la suma del

Activo Corriente y Activo No Corriente correspondiente, a partir de ello se tomó como

referencia la estructura del Pasivo y Patrimonio respecto al Activo del año 2011 para

estructurar el Balance General Proyectado.

Tabla 28 Balance General 2007 - 2011 (S/. miles)

BALANCE GENERAL (en miles de soles)Año 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011

GENERACIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 058 980 2 545 469 2 358 757 2 062 012 2 221 676ACTIVO NO CORRIENTE 13 723 402 14 325 069 14 965 821 16 072 648 17 422 617 Activo fijo 12 449 142 13 052 719 13 460 776 14 537 073 15 619 081 Otros activos no corrientes 1 274 259 1 272 350 1 505 045 1 535 575 1 803 537TOTAL ACTIVO 15 782 382 16 870 538 17 324 578 18 134 660 19 644 293PASIVO 6 783 137 7 872 160 7 443 138 7 554 692 7 575 631 PASIVO CORRIENTE 1 591 653 1 746 167 1 920 632 1 504 166 1 581 098 PASIVO NO CORRIENTE 5 191 484 6 125 993 5 522 507 6 050 525 5 994 532PATRIMONIO NETO 8 999 245 8 998 379 9 881 439 10 579 969 12 068 663TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 782 382 16 870 538 17 324 578 18 134 660 19 644 293TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 236 851 240 221 285 923 250 965 465 768ACTIVO NO CORRIENTE 1 987 555 1 931 017 2 095 492 2 619 600 3 094 046 Activo fijo 904 865 888 833 383 290 363 591 334 952 Otros activos no corrientes 1 082 690 1 042 184 1 537 280 2 256 009 2 759 094TOTAL ACTIVO 2 224 406 2 171 238 2 381 415 2 870 565 3 559 814PASIVO 1 240 905 1 145 443 1 302 831 1 275 098 1 961 304 PASIVO CORRIENTE 163 211 282 257 281 889 266 240 604 181 PASIVO NO CORRIENTE 1 077 693 863 186 1 020 942 1 008 858 1 357 123PATRIMONIO NETO 983 501 1 025 795 1 078 584 1 595 466 1 598 510TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 224 406 2 171 238 2 381 415 2 870 565 3 559 814DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 1 210 663 1 312 639 1 441 604 1 663 572 1 647 351ACTIVO NO CORRIENTE 7 034 978 7 570 877 8 284 813 9 242 342 9 761 257 Activo fijo 6 807 329 7 353 582 8 067 284 9 005 488 9 494 374 Otros activos no corrientes 227 650 217 295 109 018 236 853 266 883TOTAL ACTIVO 8 245 641 8 883 516 9 726 417 10 905 914 11 408 608PASIVO 3 367 972 3 644 754 3 961 112 4 199 840 4 264 950 PASIVO CORRIENTE 1 333 379 1 415 173 1 471 630 1 623 877 1 837 632 PASIVO NO CORRIENTE 2 034 593 2 229 582 2 489 482 2 575 963 2 427 318PATRIMONIO NETO 4 877 669 5 238 762 5 765 305 6 706 074 7 143 658TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8 245 641 8 883 516 9 726 417 10 905 914 11 408 608SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 3 506 494 4 098 329 4 086 283 3 976 549 4 334 795ACTIVO NO CORRIENTE 22 745 935 23 826 964 25 346 125 27 934 590 30 277 920 Activo fijo 20 161 336 21 295 134 21 911 349 23 906 152 25 448 407 Otros activos no corrientes 2 584 599 2 531 829 2 427 189 4 028 438 4 829 513TOTAL ACTIVO 26 252 429 27 925 293 29 432 409 31 911 139 34 612 716PASIVO 11 392 014 12 662 357 12 707 081 13 029 630 13 801 884 PASIVO CORRIENTE 3 088 244 3 443 597 3 674 150 3 394 284 4 022 911 PASIVO NO CORRIENTE 8 303 770 9 218 761 9 032 931 9 635 346 9 778 973PATRIMONIO NETO 14 860 415 15 262 935 16 725 328 18 881 509 20 810 831TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26 252 429 27 925 293 29 432 409 31 911 139 34 612 716

Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2012 (S/. miles)

BALANCE GENERAL (en miles de soles)Año 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011

GENERACION minimo normal maximoACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 058 980 2 545 469 2 358 757 2 062 012 2 221 676 2 058 980 2 249 379 2 545 469 ACTIVO NO CORRIENTE 13 723 402 14 325 069 14 965 821 16 072 648 17 422 617 13 723 402 15 301 911 17 422 617 Activo fijo 12 449 142 13 052 719 13 460 776 14 537 073 15 619 081 12 302 797 13 717 904 15 619 081 Otros activos no corrientes 1 274 259 1 272 350 1 505 045 1 535 575 1 803 537 1 420 605 1 584 007 1 803 537 TOTAL ACTIVO 15 782 382 16 870 538 17 324 578 18 134 660 19 644 293 15 782 382 17 551 290 19 968 087 PASIVO 6 783 137 7 872 160 7 443 138 7 554 692 7 575 631 6 086 322 6 768 484 7 700 498 PASIVO CORRIENTE 1 591 653 1 746 167 1 920 632 1 504 166 1 581 098 1 270 267 1 412 640 1 607 159 PASIVO NO CORRIENTE 5 191 484 6 125 993 5 522 507 6 050 525 5 994 532 4 816 055 5 355 844 6 093 339 PATRIMONIO NETO 8 999 245 8 998 379 9 881 439 10 579 969 12 068 663 9 696 060 10 782 806 12 267 588 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 782 382 16 870 538 17 324 578 18 134 660 19 644 293 15 782 382 17 551 290 19 968 087 TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 236 851 240 221 285 923 250 965 465 768 236 851 295 946 465 768 ACTIVO NO CORRIENTE 1 987 555 1 931 017 2 095 492 2 619 600 3 094 046 1 931 017 2 345 542 3 094 046 Activo fijo 904 865 888 833 383 290 363 591 334 952 209 046 253 921 334 952 Otros activos no corrientes 1 082 690 1 042 184 1 537 280 2 256 009 2 759 094 1 721 971 2 091 620 2 759 094 TOTAL ACTIVO 2 224 406 2 171 238 2 381 415 2 870 565 3 559 814 2 167 869 2 641 488 3 559 814 PASIVO 1 240 905 1 145 443 1 302 831 1 275 098 1 961 304 1 194 402 1 455 346 1 961 304 PASIVO CORRIENTE 163 211 282 257 281 889 266 240 604 181 367 936 448 320 604 181 PASIVO NO CORRIENTE 1 077 693 863 186 1 020 942 1 008 858 1 357 123 826 466 1 007 026 1 357 123 PATRIMONIO NETO 983 501 1 025 795 1 078 584 1 595 466 1 598 510 973 467 1 186 142 1 598 510 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 224 406 2 171 238 2 381 415 2 870 565 3 559 814 2 167 869 2 641 488 3 559 814 DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 1 210 663 1 312 639 1 441 604 1 663 572 1 647 351 1 210 663 1 455 166 1 663 572 ACTIVO NO CORRIENTE 7 034 978 7 570 877 8 284 813 9 242 342 9 761 257 7 034 978 8 378 853 9 761 257 Activo fijo 6 807 329 7 353 582 8 067 284 9 005 488 9 494 374 6 842 635 8 149 767 9 494 374 Otros activos no corrientes 227 650 217 295 109 018 236 853 266 883 192 344 229 087 266 883 TOTAL ACTIVO 8 245 641 8 883 516 9 726 417 10 905 914 11 408 608 8 245 641 9 834 019 11 424 829 PASIVO 3 367 972 3 644 754 3 961 112 4 199 840 4 264 950 3 082 519 3 676 312 4 271 014 PASIVO CORRIENTE 1 333 379 1 415 173 1 471 630 1 623 877 1 837 632 1 328 160 1 584 007 1 840 245 PASIVO NO CORRIENTE 2 034 593 2 229 582 2 489 482 2 575 963 2 427 318 1 754 359 2 092 305 2 430 769 PATRIMONIO NETO 4 877 669 5 238 762 5 765 305 6 706 074 7 143 658 5 163 123 6 157 707 7 153 815 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8 245 641 8 883 516 9 726 417 10 905 914 11 408 608 8 245 641 9 834 019 11 424 829 SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 3 506 494 4 098 329 4 086 283 3 976 549 4 334 795 3 506 494 4 000 490 4 674 810 ACTIVO NO CORRIENTE 22 745 935 23 826 964 25 346 125 27 934 590 30 277 920 22 689 397 26 026 307 30 277 920 Activo fijo 20 161 336 21 295 134 21 911 349 23 906 152 25 448 407 19 354 478 22 121 592 25 448 407 Otros activos no corrientes 2 584 599 2 531 829 2 427 189 4 028 438 4 829 513 3 334 920 3 904 715 4 829 513 TOTAL ACTIVO 26 252 429 27 925 293 29 432 409 31 911 139 34 612 716 26 195 892 30 026 797 34 952 730 PASIVO 11 392 014 12 662 357 12 707 081 13 029 630 13 801 884 10 363 243 11 900 142 13 932 816 PASIVO CORRIENTE 3 088 244 3 443 597 3 674 150 3 394 284 4 022 911 2 966 363 3 444 967 4 051 585 PASIVO NO CORRIENTE 8 303 770 9 218 761 9 032 931 9 635 346 9 778 973 7 396 880 8 455 175 9 881 231 PATRIMONIO NETO 14 860 415 15 262 935 16 725 328 18 881 509 20 810 831 15 832 649 18 126 655 21 019 914 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26 252 429 27 925 293 29 432 409 31 911 139 34 612 716 26 195 892 30 026 797 34 952 730

Proyecciones Dic 2012 S/. Miles

76

2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS

En la proyección del Estado de Resultados, se tomaron como referencia los últimos cinco

estados de resultados anuales, es decir, 2007 – 2011.

Los Ingresos para cada tipo de empresa por naturaleza se tomaron como base igual al

100%, a partir de ello se tomó como referencia la estructura de las cuentas restantes

respecto a los Ingresos del año 2011, para estructurar el Estado de Resultados

Proyectado.

Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles)

Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa

INGRESOS (S/. Miles) 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011

Generadoras 4 668 584 5 752 024 5 247 302 5 318 340 5 998 700Transmisoras 408 492 396 313 433 908 871 854 483 562Distribuidoras 4 475 523 4 892 189 5 477 879 5 829 267 6 383 348Total Sistema 9 552 600 11 040 527 11 159 088 12 019 461 12 865 610

INGRESOS 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011Generadoras 4,4% 23,2% -8,8% 1,4% 12,8%Transmisoras 111,7% -3,0% 9,5% 100,9% -44,5%Distribuidoras 12,7% 9,3% 12,0% 6,4% 9,5%Total Sistema 10,6% 15,6% 1,1% 7,7% 7,0%

77

Gráfico 36 Comportamiento de la Variable Ingreso 2007 - 2011

.

78

Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2012 (S/. miles)

ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS (S/. Miles)AÑO 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011 minimo normal maximo

GENERADORASINGRESOS 4 668 584 5 752 024 5 247 302 5 318 340 5 998 700 4 668 584 5 396 990 5 998 700 Venta Energía Eléctrica al Público 1 817 752 2 198 798 2 999 417 2 276 531 2 443 282 1 901 523 2 198 204 2 443 282 Venta Energía Precios en Barra 2 316 545 2 641 600 1 397 725 2 189 340 2 564 031 1 995 498 2 306 841 2 564 031 Transferencia COES 438 700 402 288 482 933 347 428 450 012 350 229 404 873 450 012 Peajes y Uso Instal. Transmisión 76 705 87 804 78 930 112 276 165 661 128 928 149 044 165 661 Otros Ingresos 18 883 421 534 288 296 392 764 375 715 292 406 338 028 375 715COSTOS 3 292 886 4 075 565 3 554 056 3 862 690 4 151 725 3 231 146 3 735 279 4 151 725 Gastos de Generación 2 834 403 3 607 294 3 231 176 3 525 616 3 759 164 2 925 630 3 382 094 3 759 164 Costos de Transmisión 95 843 40 338 24 230 35 545 30 184 23 491 27 157 30 184 Gastos de Distribución 1 064 1 197 1 647 1 227 1 098 854 988 1 098 Gastos de Comercialización 157 052 47 252 59 863 50 905 65 342 50 853 58 787 65 342 Gastos Generales y Administrativos 204 524 379 484 237 139 249 397 295 937 230 318 266 253 295 937Uti. Operación 1 375 698 1 676 459 1 693 246 1 455 649 1 846 975 1 437 438 1 661 711 1 846 975OTROS INGRESOS 8 490 -343 462 -1 005 -110 293 83 027 64 617 74 699 83 027 Ingresos Financieros 170 619 138 997 194 844 93 866 220 332 171 477 198 232 220 332 Gastos Financieros -304 972 -391 195 -379 657 -312 984 -322 363 -250 884 -290 028 -322 363 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 95 283 -95 354 191 089 149 986 185 043 144 013 166 482 185 043 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 14 186 4 090 -7 282 -41 161 15 12 13 15UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1 384 188 1 332 998 1 692 241 1 345 357 1 930 002 1 502 055 1 736 410 1 930 002REIUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1 384 188 1 332 998 1 692 241 1 345 357 1 930 002 1 502 055 1 736 410 1 930 002PARTICIPACIONES 87 255 78 900 71 989 48 249 17 624 13 716 15 856 17 624RENTA 403 740 416 604 508 745 402 823 568 337 442 317 511 329 568 337UTILIDAD (PERDIDA) NETA 893 194 837 493 1 111 507 894 285 1 344 042 1 046 022 1 209 225 1 344 042

TRANSMISORASINGRESOS 408 492 396 313 433 908 871 854 483 562 396 313 518 826 871 854 Venta Energía Eléctrica al Público 31 789 Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 337 524 367 101 403 307 408 603 440 603 361 105 472 734 794 400 Otros Ingresos 39 179 29 213 30 600 463 251 42 959 35 208 46 092 77 455COSTOS 194 657 202 482 256 047 681 851 283 762 232 563 304 456 511 618 Gastos de Generación Costos de Transmisión 156 304 164 871 223 494 642 927 248 617 203 759 266 747 448 252 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 38 353 37 611 32 554 38 923 35 146 28 804 37 709 63 367UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 213 835 193 831 177 861 190 004 199 800 163 750 214 370 360 236OTROS INGRESOS (EGRESOS) -63 266 -48 924 153 137 -23 642 -33 398 -27 372 -35 834 -60 217 Ingresos Financieros 9 187 11 414 13 718 24 612 28 465 23 329 30 541 51 322 Gastos Financieros -68 354 -54 578 -51 669 -39 147 -63 818 -52 303 -68 472 -115 063 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -49 -5 760 191 089 -9 107 1 954 1 602 2 097 3 524 Ingresos (Egresos) de Ej. AnterioresUTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 150 569 144 907 330 998 166 361 166 402 136 378 178 536 300 019 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 150 569 144 907 330 998 166 361 166 402 136 378 178 536 300 019 Particip. Utilidad Trabajadores 4 061 4 018 2 219 4 141 Impuesto a la Renta 36 639 41 413 36 758 50 869 47 978 39 321 51 477 86 504UTILIDAD (PERDIDA) NETA 109 869 99 476 104 477 111 352 118 424 97 056 127 060 213 515

DISTRIBUIDORASINGRESOS 4 475 523 4 892 189 5 477 879 5 829 267 6 383 348 4 475 523 5 411 641 6 383 348 Venta Energía Eléctrica al Público 4 200 122 4 572 892 5 161 109 5 386 734 5 716 838 4 008 217 4 846 591 5 716 838 Venta Energía Precios en Barra 18 621 21 085 36 476 4 724 282 013 197 726 239 084 282 013 Transferencia COES 25 368 5 721 990 Peajes y Uso Instal. Transmisión 17 695 21 277 19 782 21 849 24 910 17 465 21 118 24 910 Otros Ingresos 239 085 251 568 254 790 414 970 359 586 252 115 304 848 359 586COSTOS 3 732 019 4 012 735 4 473 465 4 793 831 5 335 103 3 740 573 4 522 966 5 335 103 Gastos de Generación 200 170 254 492 206 889 261 894 215 251 150 918 182 484 215 251 Costos de Transmisión 158 799 197 723 120 085 145 405 151 104 105 943 128 102 151 104 Gastos de Distribución 2 905 203 3 064 369 3 604 977 3 798 336 4 291 455 3 008 846 3 638 187 4 291 455 Gastos de Comercialización 240 037 251 954 275 981 300 798 351 035 246 119 297 599 351 035 Gastos Generales y Administrativos 227 810 244 197 265 532 287 398 326 258 228 748 276 593 326 258UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 743 504 879 454 1 004 414 1 035 436 1 048 245 734 950 888 675 1 048 245UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 661 398 768 382 973 964 964 922 1 015 657 712 103 861 049 1 015 657 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 661 398 768 382 973 964 964 922 1 015 657 712 103 861 049 1 015 657 Particip. Utilidad Trabajadores 38 621 46 687 47 703 36 693 9 572 6 711 8 115 9 572 Impuesto a la Renta 199 968 250 696 282 040 276 657 316 438 221 862 268 268 316 438UTILIDAD (PERDIDA) NETA 422 809 470 999 644 221 651 572 689 648 483 529 584 666 689 648

SISTEMA TOTALINGRESOS 9 552 600 11 040 527 11 159 088 12 019 461 12 865 610 9 540 421 11 327 457 13 253 902 Venta Energía Eléctrica al Público 6 049 664 6 771 691 8 160 527 7 663 265 8 160 120 5 909 740 7 044 795 8 160 120 Venta Energía Precios en Barra 2 335 166 2 662 685 1 434 201 2 194 064 2 846 044 2 193 224 2 545 925 2 846 044 Transferencia COES 438 700 427 656 488 655 348 418 450 012 350 229 404 873 450 012 Peajes y Uso Instal. Transmisión 431 924 476 182 502 020 542 728 631 174 507 499 642 896 984 971 Otros Ingresos 297 147 702 314 573 686 1 270 986 778 260 579 729 688 968 812 756COSTOS 7 219 563 8 290 783 8 283 568 9 338 372 9 770 590 7 204 283 8 562 700 9 998 446 Gastos de Generación 3 034 573 3 861 786 3 438 065 3 787 511 3 974 415 3 076 547 3 564 579 3 974 415 Costos de Transmisión 410 946 402 933 367 809 823 877 429 905 333 193 422 006 629 540 Gastos de Distribución 2 906 267 3 065 566 3 606 624 3 799 563 4 292 553 3 009 700 3 639 175 4 292 553 Gastos de Comercialización 397 089 299 206 335 844 351 703 416 377 296 973 356 386 416 377 Gastos Generales y Administrativos 470 688 661 292 535 225 575 719 657 341 487 870 580 555 685 562UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2 333 037 2 749 745 2 875 520 2 681 089 3 095 020 2 336 138 2 764 757 3 255 456UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 2 196 155 2 246 286 2 997 202 2 476 640 3 112 061 2 350 536 2 775 995 3 245 679 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 2 196 155 2 246 286 2 997 202 2 476 640 3 112 061 2 350 536 2 775 995 3 245 679 Particip. Utilidad Trabajadores 129 937 129 604 121 910 89 082 27 196 20 427 23 971 27 196 Impuesto a la Renta 640 347 708 714 827 543 730 348 932 753 703 501 831 074 971 278UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 425 871 1 407 969 1 860 205 1 657 210 2 152 113 1 626 607 1 920 951 2 247 205

Proyecciones Dic 2012 S/. miles

79

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO

Al 30 de Junio de 2012 el saldo de efectivo de las empresas del Sector Eléctrico

ascendió a S/. 2 106,8 millones, producto de un saldo inicial de caja de S/. 1 322,1

millones y una variación de efectivo de S/. 784,7 millones.

El flujo de efectivo de las actividades de operación asciende a S/. 1 856,1 millones, el

cual es resultante básicamente del efecto positivo de la utilidad neta (S/. 1 240,8

millones).

Las actividades de inversión muestran una salida de efectivo neto cuyo monto asciende a

S/. 1 045,8 millones destacando sustancialmente las inversiones en activo fijo por S/.

724,2 millones, inversiones intangibles por S/. 312,7 millones y desembolso para

estudios y proyectos por S/. 28,3 millones. Además se muestra una salida de efectivo

relacionada con las actividades de financiamiento, cuyo valor es S/. 25,6 millones

sobresaliendo el pago de dividendos por S/. 483,4 millones también presenta ingresos

por emisión de acciones por S/. 409,2 millones y por préstamos bancarios por S/.

104,5 millones.

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras con S/. 1 638,7 millones concentran los mayores niveles de

saldo de efectivo a fin del periodo. Su saldo en la actividad de operación es S/. 1 120,5

millones.

La actividad de inversión implicó un desembolso de efectivo por S/. 361,4 millones,

básicamente por el rubro de activo fijo en S/. 391,2 millones.

Mientras que en su actividad de financiamiento han realizado desembolsos por S/. 59,3

millones, resultado principalmente del pago de dividendos por S/. 219,8 millones además

presenta entrada de efectivo dada la emisión de acciones y debido a préstamos de

accionistas por S/. 400,9 millones y S/. 5,7 millones.

80

Las empresas transmisoras alcanzan un saldo de efectivo de S/. 79,5 millones. La

variación de efectivo proveniente de las actividades de operación es de S/. 71,9 millones

por efecto de REP (S/. 39,9 millones) y Redesur, (S/. 14,2 millones) principalmente.

La actividad de inversión implicó una salida de efectivo de S/. 327,1 millones, explicada

principalmente por las inversiones realizadas por Transmantaro (S/. 289,9 millones).

En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 233,1 millones, se

observa desembolso por pago de dividendos por S/. 16,9 millones.

Las empresas distribuidoras muestran un saldo de S/. 388,6 millones al 30 de junio de

2012. Los ingresos de efectivo obtenidos de sus actividades de operación ascienden a

los S/. 663,8 millones, derivados de la utilidad neta de S/. 410,6 millones.

Las inversiones tuvieron salida de S/. 357,2 millones, de las cuales se tuvo salida de

inversiones en activo fijo de S/. 332,5 millones siendo Luz del Sur y Edelnor las que

muestran mayores niveles de inversión en activo fijo con S/. 119,8 millones y S/. 110,4

millones respectivamente. Electrosur es la tercera empresa en cuanto a inversiones en

activo fijo con S/. 16,6 millones.

En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 199,4 millones, se

observa el financiamiento a través de pago por dividendos de S/. 246,6 millones la cual

fue realizada en su mayor parte por Luz del Sur y Edelnor con S/. 97,4 millones y S/. 96,5

millones respectivamente.

Por Sistema

Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional muestran un saldo de

efectivo al 30 de junio de 2012 de S/. 2 099,1 millones lo cual se debe en gran parte al

saldo de efectivo al inicio (S/. 1 302,3 millones). El flujo resultante de las actividades de

operación ascendió a S/. 1 852,4 millones debido a la utilidad neta (S/. 1 230,8 millones).

81

El egreso de efectivo por las inversiones realizadas asciende a S/. 1 041,3 millones que

se han orientado a la adquisición de activos fijos por S/. 720,0 millones. Se observan

salidas de efectivo derivadas de las actividades de financiamiento por S/. 14,3 millones

de los cuales se tiene el pago de dividendos por S/. 483,4 millones además se presentan

entradas de efectivo a través de emisión de acciones por S/. 409,2 millones y emisión de

valores por S/. 100,5 millones.

Las empresas de los Sistemas Aislados, muestran un saldo de efectivo neto al 30 de

junio de 2012 de S/. 7,7 millones menor en S/. 12,1 millones al saldo inicial. En este

periodo se presentan ingresos en las actividades de operación que fue de S/. 3,7

millones. Además han efectuado desembolsos de efectivo para inversiones por S/. 4,5

millones con salidas por activo fijo de S/. 4,3 millones mientras que las actividades de

financiamiento implicaron ingreso de efectivo de S/. 11,3 millones.

82

2.9. RANKING EMPRESARIAL

El ranking empresarial muestra que las empresas generadoras, Edegel y Electroperú,

tienen los dos primeros puestos en lo que a nivel de activos se refiere, mas no por el

nivel de rendimientos de activos. A nivel de activos, el cuarto y quinto puesto lo obtienen

las empresas distribuidoras, las cuales son representativas del sistema: Edelnor y Luz

del Sur. Por el lado de empresas transmisoras la más representativa es Rep: puesto N° 9

en nivel de activos.

Tabla 33 Ranking General

A nivel empresas generadoras podemos observar a Edegel como la más grande a nivel

de activos, tercera en ingresos, primera en niveles de utilidad operativa, primera en

utilidad antes de impuestos, décimoa en rentabilidad sobre activos y décima en retorno

sobre el patrimonio. Electroperú aparece como la segunda en activos, quinta en ingresos,

cuarta en niveles de utilidad operativa, cuarta en utilidad antes de impuestos, undécima

en ROA y décimo quinta en ROE.

Mientras tanto, Enersur es la tercera en activos, cuarta en ingresos, segunda en utilidad

operativa, tercera en utilidad antes de impuestos, octava en rentabilidad sobre activos

(ROA) y cuarta en rentabilidad sobre el patrimonio (ROE).

TIPO DESCRIPCIONG Edegel 4 031 727 1 2 387 335 2 687 644 3 232 034 2 221 966 2 11,20% 12 16,90% 10G Electroperú 3 480 931 2 2 979 854 1 476 212 5 235 264 1 241 275 1 12,50% 10 14,18% 15G Enersur 3 281 446 3 1 372 066 4 655 663 4 221 584 4 210 325 4 12,28% 11 27,95% 6D Edelnor 2 788 721 4 1 028 778 5 1 059 256 1 188 960 5 169 661 5 12,79% 9 30,40% 5D Luz del Sur 2 692 174 5 1 390 443 3 1 011 241 2 226 589 3 217 306 3 16,70% 5 30,76% 4G Kallpa 1 772 170 6 529 032 16 311 557 6 35 562 13 30 337 14 4,62% 29 15,10% 11G Electro Andes 1 663 927 7 977 663 6 130 433 15 70 907 7 66 263 7 7,37% 20 11,73% 19G Egenor 1 529 172 8 891 499 8 244 724 8 91 919 6 93 847 6 7,23% 21 14,19% 14T Transmantaro 1 436 548 9 685 114 10 44 893 28 27 064 16 32 562 13 39,77% 2 9,86% 25T Rep 1 365 620 10 608 460 14 136 920 13 51 198 8 39 753 9 6,54% 25 10,56% 23D Hidrandina 1 226 299 11 905 463 7 274 375 7 37 392 11 38 161 11 4,30% 32 6,74% 29G Celepsa 1 127 683 12 629 314 13 122 775 16 44 087 10 27 508 16 6,83% 23 10,40% 24G Egasa 988 573 13 856 902 9 100 278 19 23 192 20 25 000 19 3,76% 33 4,70% 33D Electrocentro 844 966 14 635 138 12 153 594 11 26 892 17 26 231 17 5,97% 27 8,64% 27G Egemsa 690 642 15 665 184 11 52 463 26 18 436 21 18 556 21 4,42% 30 4,64% 34G Chinango 633 423 16 334 481 21 84 465 21 49 835 9 44 706 8 13,50% 8 21,74% 9D Electro Sur Este 623 096 17 534 677 15 107 111 18 16 405 22 14 497 23 4,33% 31 5,26% 30D Electro Oriente 603 105 18 489 651 17 149 736 12 7 688 30 10 070 26 0,21% 37 1,03% 37D Electronoroeste 504 123 19 334 748 20 183 692 9 25 582 18 24 718 20 7,06% 22 12,06% 18G San Gabán 479 613 20 340 940 19 65 588 23 29 655 15 27 960 15 8,05% 18 11,09% 21

RANKING GENERALACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA U. A. IMPUESTOS ROA ROE

83

Tabla 34 Ranking Total

Por el lado de las empresas transmisoras la más representativa es Rep, ocupando el

primer lugar en activos, primera en ingresos y en niveles de utilidad operativa, y primera

en utilidad antes de impuestos de este grupo. Por otro lado, Transmantaro es la segunda

más grande a nivel transmisoras, es la segunda a nivel de activos e ingresos, la segunda

en utilidad operativa y la segunda en utilidad antes de impuestos.

Entre las Distribuidoras las empresas Edelnor y Luz del Sur son las más grandes. A nivel

de Activos e Ingresos, Edelnor supera a Luz del Sur mientras ocurre lo contrario en los

cálculos de Patrimonio Neto y Utilidades.

TIPO DESCRIPCIONGENERADORAS

G Edegel 4 031 727 1 2 387 335 2 687 644 3 232 034 2 221 966 2 11,20% 12 16,90% 10G Electroperú 3 480 931 2 2 979 854 1 476 212 5 235 264 1 241 275 1 12,50% 10 14,18% 15G Enersur 3 281 446 3 1 372 066 4 655 663 4 221 584 4 210 325 4 12,28% 11 27,95% 6G Kallpa 1 772 170 6 529 032 16 311 557 6 35 562 13 30 337 14 4,62% 29 15,10% 11G Electro Andes 1 663 927 7 977 663 6 130 433 15 70 907 7 66 263 7 7,37% 20 11,73% 19G Egenor 1 529 172 8 891 499 8 244 724 8 91 919 6 93 847 6 7,23% 21 14,19% 14G Celepsa 1 127 683 12 629 314 13 122 775 16 44 087 10 27 508 16 6,83% 23 10,40% 24G Egasa 988 573 13 856 902 9 100 278 19 23 192 20 25 000 19 3,76% 33 4,70% 33G Egemsa 690 642 15 665 184 11 52 463 26 18 436 21 18 556 21 4,42% 30 4,64% 34G Chinango 633 423 16 334 481 21 84 465 21 49 835 9 44 706 8 13,50% 8 21,74% 9G San Gabán 479 613 20 340 940 19 65 588 23 29 655 15 27 960 15 8,05% 18 11,09% 21G Eepsa 397 138 22 219 299 27 80 973 22 37 046 12 39 641 10 49,25% 1 44,09% 1G Termoselva 284 974 27 244 256 25 87 321 20 34 104 14 34 655 12 23,11% 4 26,89% 7G Egesur 195 768 28 179 085 29 24 765 32 3 674 32 3 605 32 3,73% 34 3,93% 35G Shougesa 133 292 32 104 852 32 41 859 29 9 210 29 9 809 28 9,47% 15 12,43% 17G Sinersa 120 234 35 75 562 33 16 125 34 6 127 31 5 091 31 9,44% 16 9,52% 26G Chavimochic 37 569 38 37 569 37 3 800 39 1 094 35 1 121 38 0,14% 38 0,55% 38

TRANSMISORAST Transmantaro 1 436 548 9 685 114 10 44 893 28 27 064 16 32 562 13 39,77% 2 9,86% 25T Rep 1 365 620 10 608 460 14 136 920 13 51 198 8 39 753 9 6,54% 25 10,56% 23T Eteselva 194 978 29 179 158 28 11 423 37 1 746 34 1 925 35 0,46% 36 0,32% 39T Redesur 132 202 33 45 490 36 18 644 33 10 193 25 5 593 30 15,40% 6 32,09% 3T Isa-Perú 132 086 34 74 516 34 15 321 35 9 924 26 8 892 29 15,11% 7 23,69% 8

DISTRIBUIDORASD Edelnor 2 788 721 4 1 028 778 5 1 059 256 1 188 960 5 169 661 5 12,79% 9 30,40% 5D Luz del Sur 2 692 174 5 1 390 443 3 1 011 241 2 226 589 3 217 306 3 16,70% 5 30,76% 4D Hidrandina 1 226 299 11 905 463 7 274 375 7 37 392 11 38 161 11 4,30% 32 6,74% 29D Electrocentro 844 966 14 635 138 12 153 594 11 26 892 17 26 231 17 5,97% 27 8,64% 27D Electro Sur Este 623 096 17 534 677 15 107 111 18 16 405 22 14 497 23 4,33% 31 5,26% 30D Electro Oriente 603 105 18 489 651 17 149 736 12 7 688 30 10 070 26 0,21% 37 1,03% 37D Electronoroeste 504 123 19 334 748 20 183 692 9 25 582 18 24 718 20 7,06% 22 12,06% 18D Adinelsa 446 726 21 414 577 18 30 390 31 - 4 704 42 1 346 36 -2,82% 42 -0,17% 42D Electronorte 385 261 23 262 242 23 130 496 14 15 660 23 15 217 22 6,73% 24 11,11% 20D Seal 383 015 24 298 952 22 154 532 10 23 730 19 25 878 18 10,73% 13 15,03% 12D Electro Sur Medio 356 399 25 240 180 26 114 020 17 14 777 24 12 515 24 6,39% 26 7,98% 28D Electro Puno 290 919 26 255 117 24 55 646 25 9 885 27 9 814 27 5,07% 28 4,78% 32D Electrosur 183 626 30 152 988 31 59 344 24 9 751 28 10 495 25 7,89% 19 10,87% 22D Electro Ucayali 164 781 31 156 887 30 39 852 30 405 39 1 340 37 -0,21% 40 1,21% 36D Edecañete 81 727 36 64 710 35 14 232 36 795 36 2 079 34 2,20% 35 4,86% 31D Coelvisac 54 706 37 28 643 38 52 114 27 3 179 33 2 503 33 8,98% 17 14,79% 13D Emseusa 6 829 39 5 976 39 2 339 40 510 38 544 39 9,57% 14 12,67% 16D Electro Tocache 3 686 40 3 503 40 6 165 38 559 37 489 40 -1,85% 41 0,07% 40D Sersa 1 300 41 985 41 1 864 41 334 40 335 41 35,79% 3 43,32% 2

RANKING TOTALACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA U. A. IMPUESTOS ROA ROE

84

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO

Para el tema que estamos analizando, necesitamos realizar un análisis de algunas

variables económicas. Para ello nos vamos a apoyar en algunas cifras divulgadas por los

organismos públicos tales como el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), el

Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) y de algunos ministerios tales como

el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO

En el cuarto trimestre la actividad económica alcanzó una tasa de expansión de 5,5%,

reflejando principalmente el aporte de la demanda interna.

Tabla 35 Producto Bruto Interno

1

1Fuente: BCRP/Publicaciones y Seminarios/Nota de Estudios/N°10: Informe Macroeconómico - IV Trimestre de 2011/Página 2

Gráfico 37 Producto Bruto Interno - Evolución Trimestral

1

Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2011

2

1Fuente: BCRP/ Publicaciones y Seminarios/Nota de Estudios/N°10: Informe Macroeconómico - IV Trimestre de 2011/Página 1 Elaboración Propia: Gestión & Energía 2Fuente: BCRP/Publicaciones y Seminarios/Nota de Estudios/N°10: Informe Macroeconómico - IV Trimestre de 2011/Página 9

Fuente: BCRP

Elaboración propia

Producto Bruto Interno Trimestral 2007_I - 2011_IV

(Variación % Interanual del Índice de Volumen Físico)

8,8 8,58,9 9,7

10,3

11,710,9

6,5

1,9

-1,2 -0,6

3,4

6,2

10,0 9,6 9,2 8,8 6,9 6,75,5

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV

2007 2008 2009 2010 2011

86

A diciembre del 2011, el sector electricidad y agua registró crecimiento de 7,3%, dado el

crecimiento del subsector electricidad en 8,5% y decrecimiento del subsector agua en

4,6%.

La generación de electricidad alcanzó, en diciembre del 2011, 3 404 GWh. Esta

producción se debe a los niveles producidos por las plantas termoeléctricas (1 396

GWh), lo que significa una participación del 41%. Mientras que la generación eléctrica de

las plantas hidroeléctricas se situó en 2 008 GWh para diciembre del 2011, lo que

significa una participación del 59%.

En diciembre del 2011 la empresa que incrementó su producción en mayor proporción

fue Enersur con 59% respecto a igual mes del 2010. Asimismo, respecto a diciembre de

2010, crecieron también Egasa (43%), Egenor (25%) y SN Power (9%). Por otro lado,

Kallpa tuvo una disminución de su producción en 24% respecto al año anterior.

Según la fuente de generación, la mayor producción hidroeléctrica en el mes de

diciembre del 2011 correspondió a las empresas Electroperú, Edegel y Egenor. En

cuanto a la producción térmica, Edegel, Enersur y Kallpa tuvieron una mayor

participación.1

Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua

2

1Fuente: Ministerio de Energía y Minas/ Electricidad/Novedades del Sector/Comportamiento Mensual del Mercado Eléctrico Diciembre 2011 – Enero 2012 2 Fuente: INEI/Boletines Mensuales/Producción Nacional/Informe Técnico – Producción Nacional Nº 02 – Febrero 2012/Página 15 (http://www.inei.gob.pe/web/BoletinFlotante.asp?file=13608.pdf) Elaboración Propia: Gestión & Energía.

I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim. Año I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim.

Electricidad y Agua 6,4 10,9 7,8 7,7 8,2 7,2 7,2 7,6 7,3

Electricidad 7,0 11,8 8,5 8,4 8,9 7,9 7,8 8,4 8,5

Agua 0,9 2,8 1,7 1,5 1,7 0,7 1,3 -0,3 -4,6

Actividad2010/2009 2011/2010

VAB trimestral de la Actividad Electricidad y Agua

(Variación Porcentual Interanual del Índice de Volumen Físico respecto al mismo periodo del año anterior)

Año base 1994=100

87

Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2011

1

Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh)

2

1 Fuente: INEI/Boletines Mensuales /Producción Nacional/Informe Técnico – Producción Nacional Nº 02 – Febrero 2012/Cuadro Nº 06 (http://www.inei.gob.pe/web/BoletinFlotante.asp?file=13608.pdf) 2Fuente: Ministerio de Energía y Minas/Electricidad/Novedades del Sector/Comportamiento Mensual del Mercado Eléctrico Diciembre 2011 – Enero 2012/Cuadro Nº 1

88

1

2

2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS

La inflación de diciembre del 2011 fue 0,27%, con lo que se acumula 4,74% en los

últimos doce meses.

Entre los grupos de consumo que presentaron un mayor incremento de precios en los

últimos 12 meses a diciembre del 2011, se destacan principalmente los alimentos con

11,50%.

1Fuente: Ministerio de Energía y Minas/Electricidad/ Novedades del Sector/Comportamiento Mensual del Mercado Eléctrico Diciembre 2011 – Enero 2012/Figura Nº 1 2Fuente: Ministerio de Energía y Minas/Electricidad/ Novedades del Sector/Comportamiento Mensual del Mercado Eléctrico Diciembre 2011 – Enero 2012/Figura Nº 2

89

Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación

1

2.10.3. TIPO DE CAMBIO

Durante el cuarto trimestre se tiene que el tipo de cambio interbancario promedio compra

en octubre fue de 2,731, en noviembre 2,704 y en diciembre 2,696. Mientras que el tipo

de cambio interbancario promedio venta fue de 2,732 en octubre, 2,706 en noviembre y

en diciembre de 2,697. Alcanzando en promedio un tipo de cambio interbancario de

compra y venta trimestral de 2,711.

En cuanto al Nuevo Sol, éste se apreció en diciembre del 2011, 1,78% respecto a

setiembre del 2011, debido a que el tipo de cambio interbancario promedio de compra y

venta mensual pasó de 2,745 (en setiembre del 2011) a 2,697 (en diciembre del 2011).

2 1Fuente: BCRP/Publicaciones y Seminarios/ Nota Semanal/ Resumen Informativo/ Resumen Informativo Nº 1/ RIS 1 - 2012 2Fuente: BCRP/Estadísticas Económicas/Series Estadísticas/Mensuales/Tipo de Cambio.

90

En cuanto al tipo de cambio real multilateral en diciembre del 2011 disminuyó en 1,34%

respecto al mes de noviembre.

1

2.10.4. SECTOR EXTERNO

En diciembre, las exportaciones alcanzaron un valor de US$ 4 385 millones, mayores en

18,1 por ciento a las de diciembre 2010, lo que fue explicado por mayores ventas de

productos tradicionales, mayores en 16,2 por ciento que en términos de volumen

crecieron 13,1 por ciento por superiores envíos de cobre y plomo.

En el año, las exportaciones sumaron US$ 46 268 millones, aumentando 30,1 por ciento.

El valor de los productos no tradicionales alcanzó un nivel de US$ 10 130 millones,

creciendo 32,6 por ciento respecto al año anterior. El valor de las exportaciones

tradicionales alcanzó los US$ 35 837 millones, aumentando 29,5 por ciento respecto al

año 2010. Por destinos, resaltó el posicionamiento de China como el principal destino de

estos productos (19 por ciento del total), seguido de Suiza (16 por ciento del total) y

Canadá (11 por ciento del total).

En diciembre, el volumen exportado creció 13,7 por ciento correspondiendo tasas de

15,9 por ciento a los productos no tradicionales y de 13,1 por ciento a los tradicionales.

Entre los productos no tradicionales destacaron las uvas, los espárragos preparados,

pota congelada y laminados flexibles, ácido sulfúrico y ácido carmínico. Entre los

tradicionales, el café aumentó 80,7 por ciento gracias a la mayor producción y la harina

de pescado aumentó 40,6 por ciento, asociado al inicio de la segunda temporada de

extracción de anchoveta.

En diciembre, las importaciones sumaron US$ 3 234 millones, nivel mayor en 20,4 por

ciento al de diciembre 2010, equivalente a US$ 548 millones. Descontando las mayores

importaciones de combustibles, lubricantes y conexos que tuvieron incrementos de US$

274 millones, destacaron las mayores importaciones de materias primas para la industria

1Fuente: BCRP/ Estadísticas Económicas/Series Estadísticas/ Mensuales/Tipo de Cambio.

91

y bienes de capital. El volumen importado aumentó 13,1 por ciento y el precio promedio

aumentó 6,5 por ciento.

Con ello, en el año 2011, las importaciones sumaron US$ 36 967 millones, valor mayor

en 28,3 por ciento al registrado durante el 2010. El aumento de US$ 8 151 millones en el

año se distribuye principalmente entre mayores bienes de capital por US$ 2 592 millones

e insumos para la industria con US$ 2 335 millones, que concentró más del 60 por ciento

del incremento. El volumen promedio aumentó 12,8 por ciento, en tanto que el precio

promedio aumentó 13,8 por ciento.

Las importaciones de bienes de consumo en diciembre sumaron US$ 587 millones, valor

mayor en 21,3 por ciento al del mismo periodo del año anterior, destacando el

incremento de las adquisiciones de bienes de consumo no duradero, que excluyendo

alimentos, crecieron 25,3 por ciento, principalmente por efecto volumen (21,3 por ciento).

Por su parte, el volumen de compras de bienes de consumo duradero se incrementó 14,9

por ciento.

Gráfico 38 Balanza Comercial Trimestral del 2009-I al 2011-IV

1

1 Fuente: BCRP/ Estadísticas Económicas/Series Estadísticas/Mensuales/Balanza Comercial, Exportaciones e Importaciones Elaboración Propia: Gestión & Energía

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

I II III IV I II III IV I II III IV

2009 2010 2011

Exportaciones Importaciones Balanza Comercial

Mill

. U

S$

92

Tabla 41 Balanza Comercial

1

2.10.5. SECTOR FISCAL

En diciembre del 2011, las operaciones del gobierno central registraron un déficit

económico de S/. 4 039 millones que representa el 20,6% del PBI. Esto representa un

decremento de S/. 1 199 millones, en comparación al déficit de S/. 2 840 millones

observado en el mismo mes del año anterior. Por su parte, el cuarto trimestre del 2011

tiene un déficit económico acumulado de S/. 2 814 millones.

2

1 Fuente: BCRP/Publicaciones y Seminarios/Notas de Estudios/2012/Nº 08: Balanza Comercial - Diciembre 2011 2 Fuente: INEI – Información Económica/ Sector Real de Producción/ PBI Mensual/PBI Gran Actividad/PBI Global BCRP/Publicaciones y Seminarios/Nota Semanal/Cuadros Estadísticos /Gobierno Central/Operaciones del Gobierno Central/NC_074 (Resultado Económico) Elaboración Propia: Gestión & Energía S.A.C.

Año Mes Resultado Económico (S/. Millones) PBI (S/. Millones) RE/PBI (%)

Octubre 413 17709 2,3%Noviembre -665 17916 -3,7%

Diciembre -2840 18520 -15,3%Octubre 881 18652 4,7%Noviembre 344 18837 1,8%Diciembre -4039 19624 -20,6%

2011

2010

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Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles)

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1 Fuente: BCRP/Publicaciones y Seminarios/Nota Semanal/Cuadros Estadísticos /Gobierno Central/Operaciones del Gobierno Central/NC_074

Var % 2011 2012 Ene 2012 / Acumulado a enero

Dic. Ene. Feb. Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Ene. Ene 2011 2011 2012 Var %

I. RESULTADO PRIMARIO (A-B+C) -2 674 2 683 1 437 1 755 4 966 1 587 -3 571 -221 1 640 1 167 1 192 880 -3 901 4 440 2 683 4 440

A. INGRESOS CORRIENTES 2/ 6 069 7 360 6 264 7 888 10 192 7 232 6 741 6 726 7 194 7 044 7 126 7 230 7 153 8 781 19,3 7 360 8 781 19,3

B. GASTOS NO FINANCIEROS 8 763 4 681 4 836 6 157 5 264 5 666 10 323 6 976 5 575 5 911 5 962 6 391 11 082 4 344 -7,2 4 681 4 344 -7,2

a. GASTOS CORRIENTES 5 783 3 924 3 959 4 692 4 144 4 581 7 376 4 906 4 474 4 443 4 291 4 300 7 246 3 962 1,0 3 924 3 962 1,0 1. Remuneraciones 1 621 1 501 1 276 1 248 1 299 1 377 1 365 1 698 1 398 1 421 1 406 1 416 2 230 1 675 11,6 1 501 1 675 11,6 2. Bienes y servicios 2 198 878 1 231 1 467 1 113 1 289 1 248 1 428 1 369 1 421 1 385 1 452 2 764 730 -16,8 878 730 -16,8 3. Transferencias 1 963 1 545 1 452 1 977 1 732 1 914 4 762 1 780 1 708 1 601 1 500 1 433 2 252 1 557 0,8 1 545 1 557 0,8

- Pensiones 477 455 324 350 344 368 358 457 386 381 363 376 637 468 3,0 455 468 3,0- ONP - Fonahpu 256 200 155 162 211 148 146 167 131 124 171 124 73 159 -20,4 200 159 -20,4- Foncomun 299 264 353 282 280 323 317 310 297 316 338 330 351 329 24,9 264 329 24,9- Canon 138 156 20 297 159 185 3 295 163 190 154 150 160 170 159 2,1 156 159 2,1- Otros 794 471 600 886 738 890 645 683 703 625 478 442 1 022 441 -6,3 471 441 -6,3

b. GASTOS DE CAPITAL 2 980 757 878 1 465 1 120 1 086 2 947 2 070 1 101 1 468 1 671 2 090 3 835 382 -49,6 757 382 -49,6 1. Formación bruta de capital 2 640 354 645 817 1 010 807 1 778 1 163 824 934 1 496 1 182 2 900 362 2,4 354 362 2,4 2. Otros 340 404 232 647 109 279 1 169 907 277 535 175 908 936 20 -95,1 404 20 -95,1

C. INGRESOS DE CAPITAL 20 4 9 23 37 22 11 30 21 35 28 41 28 3 -27,9 4 3 -27,9

II. INTERESES 166 351 1 053 271 217 546 96 375 1 039 274 311 536 139 293 -16,5 351 293 -16,5 1. Deuda interna 60 43 946 15 68 82 33 74 936 18 68 82 64 - 6 -113,2 43 - 6 -113,2 2. Deuda externa 105 308 107 255 149 464 63 301 102 256 243 454 75 299 -2,9 308 299 -2,9

III. RESULTADO ECONÓMICO (I-II) -2 840 2 332 384 1 484 4 748 1 041 -3 668 -596 601 893 881 344 -4 039 4 147 2 332 4 147

IV. FINANCIAMIENTO NETO 2 840 -2 332 -384 -1 484 -4 748 -1 041 3 668 596 -601 -893 -881 -344 4 039 -4 147 -2 332 -4 147 1. Externo -4 201 11 -26 447 -203 -89 -128 280 17 -55 -124 156 293 1 272 11 1 272

- Desembolsos 1 648 75 98 609 89 137 24 344 165 90 184 318 488 1 355 75 1 355- Amortizaciones -5 849 -64 -124 -162 -292 -225 -152 -63 -148 -144 -308 -162 -196 - 83 - 64 - 83

2. Interno 6 731 -2 343 -360 -1 931 -4 558 -956 3 687 311 -618 -839 -758 -500 3 746 -5 419 -2 343 -5 419 3. Privatización 310 0 3 0 13 4 108 5 0 1 0 0 0 0 0 0

Nota:GASTOS NO FINANCIEROS NETO DE TRANSFERENCIAS A ENTIDADES PÚBLICAS 7 602 3 410 3 804 4 193 4 225 4 127 5 068 4 910 4 259 4 525 4 834 4 560 9 010 3 475 1,9 3 410 3 475 1,9FORMACION BRUTA DE CAPITAL NETO DEPAGOS POR CRPAO's 2 640 350 645 817 669 790 1 765 1 113 823 903 1 158 1 167 2 856 338 2,4 354 362 2,4GASTOS CORRIENTES TOTALES 3/ 5 949 4 275 5 012 4 963 4 361 5 127 7 472 5 282 5 513 4 717 4 602 4 836 7 385 4 256 -0,5 4 275 4 256 -0,5AHORRO EN CUENTA CORRIENTE 4/ 120 3 085 1 253 2 925 5 831 2 106 -732 1 445 1 682 2 326 2 524 2 394 -232 4 525 3 085 4 525

1/ Preliminar. Información actualizada con datos al 17 de febrero de 2012 en la Nota Semanal N° 8 (24 de febrero de 2012). El calendario anual de publicación de estas estadísticas se presenta en la página vii de esta Nota.

2/ A partir de la Nota Semanal N° 12 del 26 de marzo de 2010, se ha incorporado el cambio metodológico en el registro de las devoluciones de impuestos establecido por la Sunat en la Nota Tributaria correspondiente a enero 2010

(publicada en marzo 2010- Página 14), según la cual se sustituyen las devoluciones registradas de acuerdo a su fecha de solicitud por las correspondientes a la fecha de emisión de las mismas.

3/ Se obtiene de sumar los gastos corrientes no financieros más los intereses.

4/ Se obtiene de la diferencia entre ingresos corrientes y los gastos corrientes.

Fuente: MEF, BN y Sunat.Elaboración: Gerencia de Información y Análisis Económico - Subgerencia de Estadísticas Macroeconómicas

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2.11. NOTICIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO: II TRIMESTRE 2012

Central Hidroeléctrica Huallaga realizará estudio de factibilidad en Huánuco Lima, jun. 29 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó una concesión temporal a la Central Hidroeléctrica Huallaga Hydro para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía en la futura Central Hidroeléctrica de Huallaga I. De acuerdo a la Resolución Ministerial MEM, publicada hoy, la Central Hidroeléctrica Huallaga Hydro solicitó el otorgamiento de la concesión temporal para realizar los estudios, para instalar una planta con una potencia estimada de 180 megavatios. Los estudios se realizarán en los distritos de Chinchao, Churubamba y Umari, ubicadas en las provincias de Huanuco y Pachitea, Huanuco. El MEM otorga la concesión por un plazo de 24 meses contados a partir de la fecha. El concesionario está obligado a realizar estudios respectando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como las obligaciones establecidas en la Ley de concesiones eléctricas, reglamento y las disposiciones relacionadas. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, la concesión temporal la habilita a realizar estudios de factibilidad, con cuya información técnica, económica y financiera se determinará si un proyecto eléctrico es viable o no para el futuro desarrollo de una actividad. Los estudios que realizará la empresa no tienen, por tanto, efectos directos sobre derechos colectivos de pueblos originarios, indígenas o de la población en general, por lo tanto no corresponde la aplicación de las normas legales antes referidas. MEM aprobó transferencia de autorización para térmica La Gringa I a All Fresh Energy Lima, jun. 28 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aprobó hoy la transferencia de la autorización para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la central térmica La Gringa I, que efectúa Esco Compañía de Servicios de Energía a favor de All Fresh Energy. Según una resolución del MEM publicada hoy, el 31 de enero del 2009 se otorgó a favor de Esco la autorización para desarrollar dicha actividad en la central térmica La Gringa I de 1.2 megavatios (Mw) y que estará ubicada en Lima. Sin embargo, el 26 de abril del 2012 Esco solicitó a la Dirección General de Electricidad del MEM que apruebe la transferencia de la autorización de generación a favor de All Fresh Energy. Finalmente, señaló que la citada solicitud cumple con los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas siendo procedente la solicitud presentada. Existen proyectos energéticos por US$ 14,000 millones con EIA aprobados Lima, jun. 25 (ANDINA). El ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, informó hoy que existen proyectos de inversión por 14,000 millones de dólares en el sector energía que tienen Estudios de Impacto Ambiental (EIA) aprobados. Refirió que esos proyectos energéticos e hidroeléctricos se desarrollarán en los próximos diez años para garantizar la seguridad energética y el crecimiento económico del país. Mientras que algunos proyectos están en curso como la ampliación y modernización de la refinería de Talara de Petroperú, el Gasoducto Andino del Sur, centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión. “Queremos, a través de los proyectos, confirmar que estamos trabajando para desarrollar una matriz energética efectiva que permita dar seguridad energética al crecimiento del país, pero también confiabilidad y diversificar la matriz”, declaró. Detalló que la inversión en los proyectos energéticos con y sin EIA aprobados suma 26,000 millones de dólares.

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Aseguró que las instituciones técnicas del Ministerio de Energía y Minas (MEM) están comprometidas en asegurar a los peruanos la provisión energética a través de los referidos programas, con apoyo de entidades como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Merino participó en la firma de un convenio entre el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para la ejecución del Programa para la Gestión Eficiente y Sostenible de los Recursos Energéticos en Perú. Perú implementará políticas de Buen Gobierno Corporativo en empresas públicas de sector energía Lima, jun. 25 (ANDINA). Perú impulsará procesos de implementación de códigos de Buen Gobierno Corporativo en 16 empresas públicas del sector energía que pertenecen al Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe) y en Petroperú. Ello en el marco del acuerdo de cooperación técnica no reembolsable suscrito entre el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), y que incluye un aporte de la Agencia Canadiense de Cooperación Internacional (ACDI) por 18.55 millones de dólares. Con ese fin, el MEF publicó en la víspera (domingo) una resolución suprema que acepta la Cooperación Técnica No Reembolsable a ser otorgada por el BID para financiar el Programa para la Gestión Eficiente y Sostenible de los Recursos Energéticos del Perú (Prosemer). Según el convenio, se busca mejorar la eficiencia y transparencia en la gestión de las empresas del sector energía, y robustecer la capacidad institucional y el marco normativo para la promoción de proyectos energéticos de energía renovable. Las líneas estratégicas del Prosemer incluyen potenciar el planeamiento energético e información sectorial, así como el fortalecimiento de las capacidades e impulsar instancias de coordinación interinstitucional. El convenio también fortalecerá las bases institucionales y normativas para impulsar las energías renovables y la eficiencia energética. La cooperación se otorga para la ejecución del Prosemer que contempla el desarrollo de una Nueva Matriz Energética Sostenible (Numes) en el país. El objetivo es contribuir a una gestión equilibrada y sostenible de los recursos energéticos con los que cuenta Perú por parte de las diferentes instancias y niveles del gobierno vinculadas a este sector, así como por otros actores relevantes. Ello fortaleciendo la interacción y coordinación entre los mismos con el fin último de propiciar un crecimiento económico. El acuerdo fue suscrito por el ministro de Economía y Finanzas, Luis Miguel Castilla, y la gerente de Países Andinos del BID, Verónica Zavala. Al acto de suscripción asistieron el ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, y el consejero y jefe de la Cooperación en Perú de la ACDI, Antoine Chevrier. El plazo de ejecución del programa es de cinco años y el organismo ejecutor es el MEF, con la colaboración técnica del Ministerio de Energía y Minas (MEM), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), Fonafe y Petroperú. MEM otorga a Perú Energía Renovable concesión temporal para futura central eólica Huarmey Lima, jun. 14 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de Perú Energía Renovable para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central eólica Huarmey, para una capacidad instalada estimada de 200 megavatios (Mw). Los estudios se realizarán en el distrito y provincia de Huarmey, departamento de Ancash, por un plazo de 24 meses contados a partir de mañana (viernes). Según una resolución del MEM publicada hoy que otorga dicha concesión, Perú Energía Renovable presentó el 15 de marzo del presente año la solicitud sobre el otorgamiento de la concesión temporal para realizar los respectivos estudios.

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El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medioambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la Nación, así como el cumplimento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas. Seis proyectos de electrificación se realizarán en Loreto Lima, jun. 06 (ANDINA). Seis proyectos de electricidad rural fotovoltaica se realizarán en 147 comunidades de la región Loreto, 130 ubicadas en la provincia de Requena y 17 en el distrito de Las Amazonas, provincia de Maynas, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Las obras serán ejecutadas por la Dirección General de Electrificación Rural (DGER), en coordinación con los gobiernos locales, requiriéndose una inversión de casi 16 millones de nuevos soles, contándose para ello con los perfiles declarados viables por el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP). El proceso de contratación se iniciará cuando los gobiernos locales hayan obtenido, de la autoridad competente, la autorización para electrificar diversas localidades (de los seis proyectos), ubicadas en zona natural protegida y zona de amortiguamiento. Con estas obras, el MEM llevará el servicio eléctrico a viviendas, posta médica, colegios y centros comunales de las zonas apartadas en Loreto, mejorando su calidad de vida mediante un desarrollo integral. En tanto, las autoridades locales proveerán los equipos y artefactos eléctricos necesarios a utilizarse en estos centros de servicio comunitario. Producción total de energía eléctrica a nivel nacional habría crecido 5.9% en mayo Lima, jun. 03 (ANDINA). La producción total de energía eléctrica a nivel nacional habría sido de 3,465 gigavatios hora (Gwh) en mayo del presente año, mayor en 5.9 por ciento respecto al mismo mes del 2011, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta proyección está calculada en base a la información diaria del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES – Sinac) al 22 de mayo, y a la histórica de los sistemas aislados de la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM. Preliminarmente, para el mes de mayo la máxima demanda habría estado en alrededor de 5,082 megavatios (Mw), según las mediciones del COES - Sinac. Mientras que la venta de electricidad a clientes finales para el mes de mayo del 2012 habría sido de 2,839 Gwh. Igualmente, las unidades del COES – Sinac habrían generado alrededor de 3,139 Gwh. La producción en las empresas del mercado eléctrico habría llegado alrededor de 3,249 GWh en el quinto mes del año. En mayo la participación de la generación termoeléctrica habría sido de 1,451 Gwh, incrementándose a 42 por ciento respecto del total nacional. También se calcula que la participación de la venta al mercado libre habría sido de 45 por ciento (1,267 Gwh) y al mercado regulado 55 por ciento (1,572 Gwh), respecto de la venta total estimada a clientes finales. De esta manera, habría registrado en mayo un ligero incremento en la venta al mercado libre respecto al similar mes del año 2011. En dicho mes la venta de los distribuidores a cliente final llegó a alrededor de 1,754 Gwh, es decir, 62 por ciento de lo comercializado a nivel nacional. MEM: 28 mil pobladores de Huanuco se beneficiarán con línea de transmisión Huallanca-La Unión Lima, jun. 01 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) construye la Línea de Transmisión en 60 Kilovoltios (KV.) Huallanca - La Unión que permitirá suministrar electricidad a 28,000 pobladores de las provincias Dos de Mayo, Huamalíes, Huánuco, Lauricocha y Yarowilca, en Huánuco.

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La construcción de la línea de transmisión y subestaciones, que será integrada al Sistema Interconectado Nacional (SEIN), demandará una inversión de 13.5 millones de nuevos soles. Dicho monto, sumado a lo invertido en la ejecución del Sistema Eléctrico Rural asociado, da un total de 39.3 millones de soles, que es el costo total del proyecto. El suministro de energía eléctrica provendrá de la nueva subestación La Unión 60/22,9 Kv. 7-9 MVA y la subestación Huánuco 138/22,9 Kv.-4 MVA y representará nuevas oportunidades de superación y desarrollo para la zona del proyecto. El proyecto consiste en la construcción de una línea de transmisión en 60 Kv, desde la subestación (S.E) Huallanca hasta la nueva S.E La Unión, con una longitud de 21 kilómetros, de los cuales se ha construido 11 kilómetros desde la S.E. La Unión (Huánuco) hasta los límites con el distrito de Huallanca (Áncash). También comprende la ampliación de una celda de salida en la S.E. Huallanca Nueva y la construcción de la nueva La Unión, concluida y lista para operar. En un futuro, se espera que dicho sistema beneficie a 390 localidades comprendidas en la V, VI, VII y VIII etapa. El MEM recordó que la ejecución del mismo se paralizó por la oposición de las autoridades del distrito de Huallanca, quienes argumentan una indefinición de límites con el distrito de La Unión de Huánuco, lo que determinó que se resolviera el contrato de ejecución. La Dirección General de Electrificación Rural tramita la imposición de servidumbre para ejecutar la parte faltante de la mencionada línea de transmisión. Se espera que los gobiernos regionales de Huánuco y Áncash muestren su predisposición para la continuidad del proyecto. MEM ampliará cobertura de servicio de electricidad en Putumayo en la frontera con Colombia Lima, jun. 01 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que pondrá en ejecución el proyecto para reducir el déficit de cobertura del servicio de electricidad en forma integral y confiable en seis sectores de la comunidad fronteriza de San Antonio, en Loreto. La comunidad San Antonio del Estrecho está ubicada en el distrito de Putumayo, provincia de Maynas departamento de Loreto, en la zona fronteriza con Colombia. La ejecución del proyecto que estará a cargo de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del MEM tiene la finalidad de mejorar las ampliaciones de las redes de distribución primaria, secundaria, conexiones domiciliarias y sistema de generación eléctrica de esa zona. La mencionada obra es necesaria para proporcionar de servicio eléctrico continúo y eficiente a la población. Además garantizará la atención del servicio eléctrico a las instituciones públicas, así como a los puestos de vigilancia que brindan seguridad en esta zona de frontera. El acuerdo fue adoptado durante una reunión de trabajo en la que participaron la secretaria general del MEM, Tábata Vivanco, el titular de la DGER, Hugo Sulca, y el alcalde distrital de Putumayo, Segundo Julca. También asistieron la asesora legal de la DGER, Milagros Marañón, el coordinador del distrito de Putumayo, Carlos Philco, y el representante de las comunidades nativas, Federico Paredes. MEM concluirá electrificación masiva para 101,000 pobladores del VRAE Lima, jun. 01 (ANDINA). Alrededor de 101 mil pobladores de 453 localidades del Valle de los Ríos Apurímac y Ene (VRAE), en las regiones de Ayacucho, Cusco, Junín y Huancavelica, serán beneficiados con el programa de electrificación masiva que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) concluirá en las próximas semanas. Las obras de electrificación iniciadas en el 2007 se complementan con la Línea de Transmisión de 66 kilovoltios (Kv.) Ayacucho-San Francisco y las Sub Estación de regulación Mollepata y de distribución San Francisco, que entraron en servicio el 15 de diciembre del 2010.

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“En la Sub Estación San Francisco 66/22.9 Kv. están conectadas cuatro troncales en 22.9 Kv. para el Sistema Eléctrico de San Francisco.”, explicó el titular de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del MEM, Hugo Sulca. Asimismo, la Troncal Línea Primaria San Francisco-Kimbiri-Pichari-Sivia, con derivación a la Central Hidroeléctrica San Francisco, la Troncal Línea Primaria San Francisco - Santa Rosa- Palmapampa, la Troncal Línea Primaria Tahuantinsuyolobo-Palestina Baja-Porvenir y la Troncal Línea Primaria San Francisco-Pichari-Natividad. Las obras se retrasaron por la accidentada topografía, abundante vegetación y lluvias torrenciales en la zona, que afectaron la construcción de la Línea de Transmisión y afectó la construcción de las Líneas Primarias. “También se encontró oposición de la comunidad nativa Sampatuari para ampliar las instalaciones de la CH San Francisco para ubicar la Sub Estación, de donde debían derivarse las troncales señaladas, lo que obligó su reubicación en la zona de Carmen Pampa”, sostuvo Sulca. El funcionario indicó que las dos primeras troncales corresponden al servicio eléctrico existente (alimentado por la Línea de Transmisión Ayacucho-San Francisco y la Central Hidroeléctrica San Francisco). Dichas troncales cubren 30 localidades con 5,688 viviendas y 28,500 habitantes, residentes en distritos como San Francisco (Ayna, La Mar), Kimbiri y Pichari (La Convención) y Sivia (Huanta), así como localidades del sector Santa Rosa-Palmapampa, de los distritos de Anco, Ayna, San Miguel y Santa Rosa. La tercera troncal sirve al nuevo Sistema Eléctrico Rural (SER) San Francisco II Etapa y en la parte correspondiente a la Línea Primaria San Francisco-Tahuantinsuyolobo-Palestina Baja y a la derivación Línea Primaria Palestina Baja-Pueblo Libre, están habilitadas las redes eléctricas de 26 localidades con 7,280 habitantes del distrito de Kimbiri. La cuarta troncal en San Francisco-Pichari-Natividad beneficia a 98 localidades con 19,940 habitantes, en los distritos de Pichari (La Convención) y Río Tambo, Pangoa (Satipo). “Esta Troncal fue puesta en servicio el último jueves 24 de mayo proporciona energía a las localidades de San Martín, Puerto Mayo, Otari, San Quirhuato, Nogalpampa, La Libertad, Catarata, Villa El Salvador, Mantaro y Teresa”, recordó. Mencionó que la localidad de San Pedro también accedió al servicio de energía eléctrica al poner en servicio el Ramal de derivación San Francisco – Machente, el 23 de mayo. Finalmente, estimó que la totalidad de las localidades servidas por la Línea de Transmisión Ayacucho-San Francisco contarán con energía a mediados de julio del presente año. “Estas obras deben quedar listas para el inicio de la operación comercial a cargo de la empresa concesionaria de electricidad Electrocentro que atiende las provincias del VRAE en los departamentos de Ayacucho, Cusco, Junín y Huancavelica”, concluyó. Andes Generating recibe concesión definitiva para hidroeléctrica de 19 Mw Lima, may. 29 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a favor de Andes Generating Corporation la concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables, para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central hidroeléctrica 8 de Agosto, con una potencia instalada de 19 megavatios (Mw). Esta central hidroeléctrica estará ubicada en el distrito de Monzón, provincia de Huamalíes, departamento de Huánuco, señala la resolución del MEM publicada hoy que otorga dicha concesión. Precisó que el 22 de diciembre del 2011 Andes Generating Corporation solicitó la concesión definitiva para esta hidroeléctrica que usará los recursos hídricos del río Aucantagua. Posteriormente, el 6 de marzo del 2012, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM señaló que habiendo evaluado y verificado que la peticionaria cumplió con los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento, admitió su solicitud. Proyecto integrado de gas del sur generará US$ 578 millones en impuestos, regalías y canon al año

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Lima, may. 25 (ANDINA). El Proyecto integrado de gas del sur generará hasta 578 millones de dólares anuales, en impuestos a la renta, regalías y canon, cuando comience a operar en 2018, estimó hoy el ministro de Energía y Minas, Jorge Merino. Detalló que la construcción del Proyecto integrado de gas en el sur peruano, emprendido por el gobierno del presidente Ollanta Humala, también propiciará unos 39 mil nuevos empleos hacia el referido año. Señaló que la puesta en marcha del macroproyecto aumentará la seguridad energética del país al garantizar la provisión del gas de Camisea, lo que evitará pérdidas por 11 millones de dólares al día. Proyecto tendrá un impacto cercano al uno por ciento del Producto Bruto Interno (PBI), que podría llegar hasta 2.5 por ciento en un escenario optimista. Eso permitiría alcanzar tasas de crecimiento entre 5.9 y 7.6 por ciento en el periodo 2012-2018, entre 0.4 y 2.1 puntos porcentuales más que el promedio proyectado para ese periodo. Indicó que se generará el primer polo petroquímico en el Pacífico de América, con lo que el país producirá más de ocho veces lo que importa de polietileno y generará enlaces para favorecer a industrias como agricultura, alimentos, construcción, textiles, limpieza, y otros. Por ello, invitó a los inversionistas nacionales y extranjeros a trabajar conjuntamente con el Estado en este megaproyecto y recalcó que en el Perú se respetan los contratos suscritos con las empresas. Si bien el Perú es reconocido en el mundo como un país minero, el ministro destacó que también está empezando a ser visto como un país gasífero. “Queremos seguir siendo un país competitivo para atraer inversiones y creemos que es el momento de mirar a las inversiones con un enfoque de convivencia social y estabilidad de largo plazo, clave sobre todo cuando se trata de explotación de recursos naturales”, manifestó El ministro subrayó que Energía y Minas es el principal sector que atrae las inversiones hacia el Perú, con un 75 por ciento del total de inversiones, de las cuales el 64 por ciento van al rubro minero. El titular del MEM brindó estos detalles durante su exposición, “Perú: fuente sostenible de gas natural en el Pacífico sudamericano”, guante el 10° Foro de Liderazgo Latinoamericano. Durante la clausura también se premió a los proyectos peruanos Vía Parque Rímac, Línea 2 del Tren Eléctrico, Gaseoducto Sur Andino y Proyecto Geotérmico Anterra, con cuatro de los cinco premios ofrecidos por un concurso que reunió a 100 proyectos de infraestructura en América Latina. Reservas de gas natural en zona de Camisea ascenderían a 40 TCF Lima, may. 24 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) señaló hoy que el último estimado extraoficial de presencia de gas natural en la zona cercana a Camisea es de 40 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). El director de la Alta Dirección del MEM, José Robles, manifestó que en esa zona hay gas natural para cualquier proyecto que se pretenda poner en marcha. “En la zona hay gas para cualquier cosa que se les pueda ocurrir, pues recién la estamos explorando y ya hemos encontrado los primeros TCF de los lotes 58 y 56”, anotó. Recientemente el gerente de Petrobras Energía Perú, Pedro Grijalba, sostuvo que el Perú cuenta con un potencial de gas natural de 50 TCF, y podría tener mucho más si se destraban los cuellos de botella que impiden acelerar las inversiones en exploración. Durante el 10° Foro de Liderazgo Latinoamericano que analiza los 100 principales proyectos estratégicos de infraestructura en América Latina, José Robles informó que también los lotes 57 y 58 ya suman nueve TCF, y aún no se termina de explorar. “Más hacia el norte, en Madre de Dios, está el Lote 76 que debe tener gas, y hay otros lotes en esa área”, anotó.

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Sostuvo que el proyecto para desarrollar el polo petroquímico demandará una inversión de 16,000 millones de dólares, en tanto que el resto de las inversiones, en el campo y la industria, suman un poco más de 6,000 millones. Maple Etanol recibe concesión para termoeléctrica con biomasa de 37.52 Mw Lima, may. 22 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a la empresa Maple Etanol la concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica con recursos energéticos renovables (biomasa) en la Central Térmica Maple Etanol, que tendrá una potencia instalada de 37.52 megavatios (Mw). Esta central termoeléctrica está ubicada en el distrito La Huaca, provincia de Paita (Piura). Mediante una resolución suprema del MEM publicada hoy, también se aprobó el contrato de concesión que debe suscribirse con Maple Etanol. El director general de Electricidad del MEM fue autorizado para suscribir dicho contrato, en representación del Estado. El MEM recordó que la legislación peruana contempla que la biomasa está comprendida dentro de los denominados recursos energéticos renovables (RER). Asimismo, según la Ley de Concesiones Eléctricas, la generación con RER cuya potencia instalada sea mayor a 20 Mw será atendida conforme a los requisitos que dispone para el procedimiento de concesión definitiva. Informó además que el Ministerio de la Producción, con fecha 23 de abril del 2008, aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto Producción de Etanol Anhidro, donde está incluida la central térmica Maple Etanol. Finalmente, Maple Etanol manifestó el 27 de enero pasado que dentro del área del proyecto no existen poblaciones nativas o indígenas, ni comunidades campesinas con los cuales realizar el proceso de consulta, debido a que el área donde se instaló la central térmica se encuentra ubicada dentro de su propiedad. China espera profundizar cooperación en proyectos ferroviarios, hidroeléctricos y forestales Lima, may. 16 (ANDINA). El Banco de Desarrollo de China (CDB) espera profundizar la cooperación con Perú en proyectos mineros, ferroviarios, forestales e hidroeléctricos, señaló hoy su subdirector general del Departamento de Finanzas Internacionales, Bian Shiyuan. Una delegación china conformada por 28 expertos, representantes del CDB y del sector empresarial, culminó hoy (miércoles) una visita a Perú para explorar diversos sectores económicos y evaluar su apoyo a la ejecución y financiamiento de proyectos de inversión en el ámbito productivo y de infraestructura en el país. “Esta es una visita exploratoria, hemos establecido contactos y esperamos desarrollar más cooperación en el futuro. Esperamos cooperar en diversos sectores como el ferroviario, minero, forestal, hidroeléctrico y, en el futuro, con las micro y pequeñas empresas (mypes). No hay límites para la cooperación”, declaró a la agencia Andina. Manifestó que Perú es una economía muy atractiva para las inversiones y que están dispuestos a contribuir con el desarrollo económico del país, sin embargo, aún falta mucho por hacer en planificación. “Si planificamos mejor podemos alcanzar un mayor desarrollo. Hemos realizado investigaciones preliminares, después vamos a estudiar los datos que hemos recogido en estos días para elaborar un informe final”, dijo. Asimismo, refirió que la planificación involucra evaluar los lazos entre Estado, empresa privada y comunidad, y también la protección del medioambiente lo que contribuirá a reducir los conflictos sociales y crecer más rápidamente. “Con las comunidades hay que fortalecer los intercambios entre las partes y también esforzarse para conseguir beneficios mutuos. En cuanto a la protección del medioambiente es necesario fortalecer la inversión en recursos y tecnología”, acotó.

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Detalló que en los diez días que la misión china estuvo en el país se reunió con representantes del Congreso de la República, la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM) y los ministerios de Economía y Finanzas (MEF), de Transportes y Comunicaciones (MTC), de Agricultura (Minag) y de Energía y Minas (MEM). Asimismo, se reunió con representantes del Banco Agropecuario (Agrobanco); la Bolsa de Valores de Lima (BVL); la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP (SBS); y, los gobiernos regionales de Piura y de Madre de Dios. La visita de la delegación china se realizó en base al Acuerdo Marco de Cooperación de Asesoramiento en Planificación entre el CDB y el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (Ceplan). Hoy la misión realizó una presentación del informe preliminar de conclusiones de su visita exploratoria a Perú, que analizó temas en materia ferroviaria, minera, forestal, hidroeléctrica, planificación y evaluación, entre otros. El grupo de expertos chinos está integrado por miembros del National Development and Reform Commission, Chinese Academy of Social Sciences, China Aluminum International Engineering Corporation, Hydrochina Investment Co., China Railway Construction Corporation, China State Forestry Administration, entre otras empresas y entidades. El 2 de agosto se adjudicará línea de transmisión Carhuaquero - Moyobamba Lima, may. 16 (ANDINA). La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) prevé adjudicar el próximo 2 de agosto la buena pro de la concesión de la Línea de Transmisión Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyabamba, luego que modificó el cronograma previsto previamente para el 28 de junio. Según el nuevo cronograma aprobado por el Comité de ProInversión en Proyectos de Telecomunicaciones, Energía e Hidrocarburos (Pro Conectividad), los inversionistas interesados en el proyecto podrán realizar el pago del derecho de participación hasta el 8 de junio próximo. Mientras que las consultas a las bases se podrán hacer hasta el 29 de mayo y deberán ser absueltas hasta el 15 de junio. Asimismo, quedó establecido que Pro Conectividad tendrá lista la versión final del contrato de concesión el 13 de julio. Los inversionistas interesados en adjudicarse la buena pro del proyecto podrán presentar su solicitud de calificación al concurso público hasta el 8 de junio y, en caso de registrarse alguna observación, podrán ser subsanadas hasta el día 13. ProInversión tiene previsto anunciar la relación final de postores calificados el 22 de junio y los postores tendrán plazo hasta el 10 de julio para formar consorcios o modificar los existentes. La presentación de ofertas y la adjudicación de la buena pro se realizarán a los 20 días calendario de la entrega de la versión final del contrato, es decir, el 2 de agosto. En caso de haber observaciones a los documentos presentados, los postores tendrán tres días para que realicen las subsanaciones respectivas y luego se dará la buena pro. La Línea de Transmisión Carhuaquero – Cajamarca Norte – Cáclic – Moyabamba de 220 kilovoltios (Kv) es un proyecto que permitirá solucionar las deficiencias de suministro eléctrico en la región Amazonas. Su construcción deberá demorar un año desde la entrega de la buena proa, según el Ministerio de Energía y Minas (MEM). MEM afirma que apoyo a interconexión eléctrica es una política de Estado Lima, may. 14 (ANDINA). El ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, afirmó hoy que no hay crecimiento sin energía y en este concepto se fundamenta la importancia que tiene la interconexión eléctrica como una política de Estado que el gobierno apoya e impulsa en todo el territorio nacional.

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“Tenemos posibilidades muy grandes de crecimiento siempre y cuando económica, ambiental y socialmente trabajemos juntos en la utilización de los recursos de los que más disponemos”, expresó. Merino inauguró el Taller de Acompañamiento a la Integración Eléctrica Andina que organizó el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) con la participación de funcionarios del sector Energía de Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador y Perú. En ese sentido, felicitó al BID por el apoyo que da a los gobiernos de la región como producto de la Declaración de Galápagos y subrayó que son dos los puntos relevantes a tratar, el tema de la infraestructura y el de la condición regulatoria. Explicó que este evento técnico es sumamente importante porque todos creen en la integración, es decir, en el trabajo integrado y efectivo de los países. El objetivo es que, como producto del taller, se forme un grupo de seguimiento para que permanentemente se mantenga en buen nivel este esfuerzo de integración energética y no haya pérdida de tiempo, reiteró. Por su parte, el gerente del sector de Infraestructura y Medio Ambiente del BID, Alexandre Meira Rosa, afirmó que se debe ser complementario en las iniciativas regionales y no crear más cosas nuevas que la propia integración ya creó. Insistió en que la integración debe ser un proceso continuo entre infraestructura y regulación porque de nada sirve tener infraestructura sin tener paralelamente los aspectos regulatorios establecidos, ya que ambos aspectos se complementan. “El BID cree firmemente en eso y ha comprometido recursos muy importantes, siendo ahora el objetivo fijar la hoja de ruta para saber exactamente cuáles deben ser los próximos pasos que deben darse”, indicó. MEM otorga autorización a Electroperú para termoeléctrica Mollendo de 84 Mw Lima, may. 13 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a favor de Electroperú una autorización para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la futura central térmica Mollendo Electroperú. La central se ubicará en el distrito de Mollendo, provincia de Islay (Arequipa), y estará constituida por 40 grupos electrógenos de emergencia los cuales hacen una potencia instalada total de 84 megavatios (Mw). Electroperú estableció en su Cronograma de Ejecución de las Obras que la puesta en operación comercial de la central térmica es el primero de mayo del 2012, y el primero de marzo pasado solicitó la autorización para desarrollar la respectiva actividad de generación de energía eléctrica. Según una resolución del MEM publicada hoy que otorga dicha autorización, esta petición se ampara en las disposiciones establecidas en el Decreto de Urgencia N° 037-2008, que contiene medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Informó que el 4 de abril pasado la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos aprobó el Plan de Manejo Ambiental (PMA) para la central térmica. Por su parte, la Dirección General de Electricidad (DGE), luego de haber verificado y evaluado que la peticionaria ha cumplido con los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento, emitió un informe favorable. Gobierno mantendrá Programa Euro-Solar para beneficiar a más poblaciones aisladas Lima, may. 10 (ANDINA). El ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, informó que el gobierno mantendrá el Programa Euro-Solar, con participación de las comunidades beneficiadas, y se ampliará a más peruanos para incorporarlos de alguna forma a la globalización y mejorar la calidad de vida de las poblaciones. Euros-Solar es un proyecto de la Unión Europea iniciado en el 2007 en ocho países de América Latina que en Perú, en coordinación con la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del

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Ministerio de Energía y Minas (MEM), impulsa el desarrollo humano de 130 comunidades con la entrega de Euro-Kits. Merino sostuvo que el país tiene muchas fronteras y zonas aisladas, por lo que la preocupación del Poder Ejecutivo es llegar a 500 mil familias que no cuentan con el servicio de energía eléctrica, como la selva y zonas comunales en la sierra, donde no hay redes de electrificación rural. “Perú tiene un déficit en brindar energía con sus beneficios en las localidades aisladas, estamos realizando un gran esfuerzo y esperamos seguir haciéndolo. La tecnología siempre será la mejor forma de llevar el desarrollo a la gente”, comentó. Por su parte, el embajador de la Unión Europea en Perú, Hans Alldén, señaló que este tipo de tecnología adaptable es fácil de utilizar, comprender y aplicar en varios lugares. “Estamos contentos con la colaboración del Estado peruano y esperamos que sigan apoyando a estos 130 kits Euro-Solar instalados para que sigan funcionando y realizar el mantenimiento necesario”, señaló. Perú es sede de la “V Jornada Regional del Programa Euro-Solar”, que se realiza en la región Puno con la participación de delegados de los países beneficiarios, representantes del gobierno peruano, de la Unión Europea y de la asistencia técnica del programa. En enero del 2007 la Unión Europea y ocho países (Bolivia, El Salvador, Ecuador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Paraguay y Perú) suscribieron un convenio de financiación para la instalación de 600 kits comunitarios con el objetivo de reducir la pobreza mejorando la calidad de vida de las comunidades menos favorecidas a través del acceso a la electricidad vía energías renovables. El acuerdo también contempla el desarrollo de servicios básicos en las áreas de salud, educación, información y telecomunicaciones, con una inversión de más de 36 millones de euros, de los cuales 28 millones son aportados por la Unión Europea como la donación y 7.4 millones por los países beneficiarios. En Perú el programa es coordinado por el MEM en alianza con los portafolios de Educación y Salud, y se han instalado 130 kits Euro-Solar en igual número de localidades aisladas de la costa, sierra y selva central que vienen operando satisfactoriamente. Cada kit Euro-Solar consta de cinco computadoras portátiles, un equipo multifunción (impresora, fotocopiadora y escáner), un proyector multimedia, una antena y equipos para el acceso a Internet vía satélite, además del sistema de generación de energía de paneles solares y aerogenerador. Asimismo, posee un purificador de agua, una refrigeradora para conversación de vacunas, un cargador de baterías, un cargador de pilas, una linterna, un multímetro digital, insumos y piezas de recambio. Producción total de energía eléctrica a nivel nacional habría crecido 5.2% en abril Lima, may. 06 (ANDINA). La producción total de energía eléctrica a nivel nacional habría sido de 3,322 gigavatios hora (Gwh) en abril del presente año, mayor en 5.2 por ciento respecto al mismo mes del 2011, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta proyección está calculada en base a la información diaria del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES – Sinac) al 24 de abril, y a la histórica de los sistemas aislados de la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM. En ese sentido, la venta de electricidad a clientes finales para abril del 2012 se estima en 2,773 Gwh. Igualmente, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), según las mediciones COES, habría sido de alrededor de 5,061 megavatios (Mw) en abril. Se estima que para el mes de abril las unidades COES - Sinac generaron alrededor de 2,999 Gwh. En dicho mes la producción de energía en las empresas del mercado eléctrico habría llegado a alrededor de 3,104 Gwh. Por su parte, la generación térmica habría sido de 1,297 Gwh, con una participación de 39 por ciento respecto del total nacional.

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En abril la participación de la venta al mercado libre habría disminuido ligeramente respecto a la del año 2011, es decir 1,193 Gwh (43 por ciento), y el mercado regulado habría distribuido al cliente final 1,580 Gwh (57 por ciento) respecto al total estimado. Buscan asegurar calidad del servicio eléctrico en la región Arequipa Arequipa, abr. 28 (ANDINA). El ministro de Energía y Minas, Jorge Merino Tafur, se reunió hoy con representantes de instituciones vinculadas al sector eléctrico en la ciudad surandina de Arequipa, a fin de coordinar acciones que permitan asegurar la calidad del servicio. En la cita participó el presidente ejecutivo del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe), Tito Almora; y representantes del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Asimismo, representantes de la Sociedad Eléctrica de Sur Oerte (Seal) y de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (Egasa), así como funcionarios de la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Se abordaron temas relacionados con la problemática de la generación, transmisión y distribución eléctrica vinculados al área de operación de las compañías Seal y Egasa, planteándose programas de desarrollo a ejecutarse durante los próximos años. Al respecto, el ministro Merino señaló la necesidad de formar un equipo de trabajo que permita asegurar el cumplimiento de las metas propuestas, así como promover el trabajo integrado de todas las instituciones participantes del sector energía. Sostuvo que las acciones iniciadas en la reunión, realizada en el auditorio de Egasa, están destinadas a asegurar la confiabilidad y calidad del servicio eléctrico brindado en Arequipa y que este a las zonas urbanas y rurales, en mérito a la política de inclusión social. Merino expresó su apoyo a la iniciativa de Egasa, que apuesta por la ejecución del proyecto hidroenergético Molloco, que generará 302 megavatios de energía, empleando aguas de la cuenca del río Colca. MEM prevé ejecutar obras por S/.139 millones en el VRAE Lima, abr. 27 (ANDINA). El Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha previsto la ejecución de obras por S/.139 millones para 1,306 localidades ubicadas en el Valle de los Ríos Apurímac y Ene (VRAE) en el periodo 2012 – 2016, informó el titular del pliego, Jorge Merino. Merino subrayó que su sector viene coordinando con Osinergmin y Petroperú para realizar un mejor control del biodiesel en esta zona del país, en el marco de los esfuerzos por limitar el acceso a los insumos químicos empleados por el narcotráfico. Asimismo, indicó que se viene promoviendo la inversión eléctrica y el programa “Sustitución de cocinas”, entre otras medidas. El ministro de Energía y Minas participó hoy en la reunión en que representantes del Ejecutivo dialogaron con autoridades regionales y locales del VRAE con la finalidad de explorar los mecanismos para incrementar la presencia del Estado y combatir al narcoterrorismo. Dicha reunión también contó con la participación del jefe del Estado, Ollanta Humala; del presidente del Consejo de Ministros, Óscar Valdés, así como de ministros de Estado, quienes expusieron las medidas de sus respectivos sectores para contribuir a cumplir el objetivo de pacificar el VRAE. En ese marco, el ministro del Ambiente, Manuel Pulgar Vidal, dijo que su sector viene fortaleciendo los servicios de áreas protegidas, el programa de conservación de bosques como estrategia de mitigación de cambios climáticos y el tratamiento de residuos sólidos en áreas de relleno sanitario adecuadamente trabajadas junto con los gobiernos locales. A su turno, el ministro de Comercio Exterior, José Luis Silva, indicó que sería poco serio plantear la promoción del turismo en el VRAE, como lo pidieron algunos alcaldes de la zona, debido al riesgo aún existente a la seguridad. No obstante, mencionó que sí se promoverá el turismo en las zonas cercanas a esta región, así como las actividades que promuevan la exportación de los distintos productos de la zona productora de coca.

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En unas semanas MEM recibirá informe de la CAF sobre la participación de Petroperú en Gasoducto Lima, abr. 25 (ANDINA). El ministro de Energía y Minas, Jorge Merino, señaló hoy que en unas semanas recibirán el informe de la Corporación Andina de Fomento (CAF), en el que se definirá la participación de la estatal peruana Petroperú en la construcción del Gasoducto Andino del Sur. “Estamos en las últimas semanas de recibir el informe de la CAF que debe hacer la evaluación de la forma en que podría participar Petroperú en la construcción del Gasoducto Andino del Sur para que el gobierno pueda tomar una decisión”, dijo el titular del MEM, Jorge Merino. Manifestó que se está apuntando a que las empresas estatales peruanas tengan un nuevo rol y en el caso particular de Petroperú se pretende que tenga un directorio y una gerencia corporativa de primer nivel, pues los tiempos han cambiado. La CAF suscribió con Petroperú un convenio de cooperación técnica a través del cual brinda las facilidades para contratar a especialistas que asesoren a la empresa estatal en su participación en el Gasoducto Andino del Sur. La directora representante en Perú de la CAF, Eleonora Silva, mencionó en marzo pasado que la entidad estaría dispuesta a financiar la participación de Petroperú en el Gasoducto Andino del Sur, que tendría una longitud de 1,085 kilómetros y que operará Kuntur Transportadora de Gas De otro lado, Merino sostuvo que se tiene que promocionar la construcción de hidroeléctricas en el país. “Tenemos que promocionar las hidroeléctricas, por lo que estamos trabajando un nuevo paquete para lanzarlo a través de la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión)”, manifestó. Señaló que se tiene que sumar esfuerzos para maximizar la generación de inversión en energía sobre todo en empresas hidroeléctricas. Por otra parte, el ministro indicó que los inversionistas tienen que confiar en el Perú, pues el país está en una clara ruta de crecimiento. “Tenemos que ratificar ante los inversionistas que tienen que confiar en el país que está en una clara ruta de crecimiento y en esa ruta nos vamos a mantener”, anotó. Finalmente añadió que el Perú quiere atraer capitales al polo petroquímico y alcanzar el círculo virtuoso de las inversiones. En noviembre Lima será la sede de eventos internacionales sobre energía Lima, abr. 17 (ANDINA). Entre el 12 y 16 de noviembre de este año, Lima será la sede de diversos eventos sobre energía, cuya finalidad será contribuir al desarrollo sostenible y promocionar las actividades del sector, informó hoy el ministerio de Energía y Minas (MEM). Los eventos se realizarán en virtud a un acuerdo suscrito entre el MEM y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El primero de los eventos en realizarse será el VII Foro de Integración Energética Regional (FIER 2012), que se desarrollará el 12 y 13 de noviembre. También se realizarán la Reunión Nº 77 del Comité Directivo de OLADE (14 y 15 de noviembre); la XLII Junta de Expertos de OLADE (15 de noviembre). Y el 16 de noviembre se efectuará la XLIII Reunión de Ministros de Energía. El convenio fue firmado por el titular del MEM, Jorge Merino, y el secretario ejecutivo de OLADE, Victorio Oxilia. El MEM y OLADE se comprometieron a promocionar y lograr el mayor número posible de participación de agentes del sector energía de la región, incluida la mayor participación de ministros de Estado. OLADE nació en el contexto de la crisis energética internacional de inicios de la década del setenta, cuyos alcances y repercusiones fueron analizadas por los países de América Latina y el Caribe, que carentes de políticas energéticas y ante la necesidad de enfrentar adecuadamente esta crisis, iniciaron un intenso proceso de movilización política.

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Esta etapa culminó el 2 de noviembre de 1973 con la suscripción del Convenio de Lima, instrumento constitutivo de la organización, que ha sido ratificado por 27 países de América Latina y el Caribe. Al impulsar la creación de OLADE, se consideró la necesidad de establecer un mecanismo de cooperación entre los países de la región para desarrollar sus recursos energéticos, y atender conjuntamente los aspectos relativos a su eficiente y racional aprovechamiento, a fin de contribuir al desarrollo económico y social de América Latina y el Caribe. Producción total de energía eléctrica a nivel nacional habría crecido 5.9% en marzo Lima, abr. 09 (ANDINA). La producción total de energía eléctrica a nivel nacional habría sido de 3,503 gigavatios hora (Gwh) en marzo del presente año, mayor en 5.9 por ciento respecto al mismo mes del 2011, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta proyección está calculada en base a la información diaria del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes – Sinac) al 21 de marzo, y a la histórica de los sistemas aislados de la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM. En ese sentido, la venta de electricidad a clientes finales para marzo del 2012 se estima en 2,817 Gwh, lo que equivale a 5.9 por ciento más que el año anterior. Igualmente, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en marzo del año 2012 fue de 5,095 Mw. Se estima que para el mes de marzo del 2012 las unidades del COES - Sinac generaron alrededor de 3,177 Gwh. En marzo la producción de energía en las empresas del mercado eléctrico habría llegado a alrededor de 3,278 Gwh. También se estima que en marzo, período de avenida de las centrales hidráulicas, la generación térmica habría aumentado a 1,528 Gwh, cuya participación aproximada sería 44 por ciento del total nacional calculado. En dicho mes la participación de la venta al mercado libre habría sido similar a la del año 2011, es decir 44 por ciento (1,243 Gwh) y 56 por ciento (1,573 Gwh) al mercado regulado, de un total estimado de 2,817 Gwh. La venta de los distribuidores a clientes finales habría llegado a alrededor de 1,749 Gwh en marzo, es decir, 62 por ciento de lo comercializado a nivel nacional. MEM espera que sigan arribando más inversiones a sector energético peruano Cusco, abr. 03 (ANDINA). Perú ha demostrado ser un país competitivo para atraer inversiones, por lo que se espera que sigan arribando más capitales a fin de continuar desarrollando el sector energético del país, señaló hoy el ministro de Energía y Minas, Jorge Merino. “En Perú hay un clima favorable para las inversiones y esperamos que sigan arribando más capitales, para lo cual se ha creado la ventanilla única en el sector, que se replicará en todos los sectores donde tengamos que competir con el mundo”, dijo en la ceremonia de recuperación del gas natural del Lote 88 para el mercado interno. Manifestó que el primer encargo como ministro que recibió del Presidente de la República, Ollanta Humala, fue el tema del gas natural, comprendiendo el inicio de la masificación del hidrocarburo en el país y la recuperación del Lote 88 para el consumo interno. En ese sentido destacó que este objetivo alcanzado permite que el país consolide una nueva matriz energética y se ponga la plataforma de lanzamiento de un futuro mejor para los peruanos. “Quisiera destacar el gran esfuerzo de las empresas y el consorcio (Camisea) para lograr este objetivo que nos cambia y nos pone en la plataforma de lanzamiento de un futuro mejor para los peruanos”, sostuvo. Dijo que con el Lote 88, y otras exploraciones de gas que puedan presentarse, se consolidarán las grandes obras que significan el Gasoducto Andino del Sur y el polo petroquímico, con lo que se empezaría una masificación del gas en todo el país.

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El ministro resaltó que gracias al entendimiento con el consorcio Camisea se ha logrado liberar las reservas del Lote 88 para el mercado local. Subrayó que en las conversaciones hubo dos reglas claras: el respeto a los contratos suscritos, y entender que se debe hacer una verdadera inclusión social, pues el largo plazo depende de que se incluya a todas las poblaciones donde se desarrollan los proyectos. En ese sentido, durante la ceremonia realizada en la planta de Malvinas (Cusco), sostuvo que la inclusión social es importante para que la población sea amiga de la inversión.

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CUADROS

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Cuadro Nº 1


Nacional

Sistemas Aislados Total

ACTIVO

ACTIVO CORRIENTE 4 954 992 119 653 5 074 645

ACTIVO NO CORRIENTE 30 193 077 483 452 30 676 529

Activo fijo 25 678 648 477 501 26 156 149

Otros activos no corrientes 4 514 429 5 951 4 520 380

TOTAL ACTIVO 35 148 070 603 105 35 751 174 PASIVO 14 016 431 113 454 14 129 885

PASIVO CORRIENTE 3 807 370 90 127 3 897 497

PASIVO NO CORRIENTE 10 209 061 23 326 10 232 388

PATRIMONIO NETO 21 131 638 489 651 21 621 289

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 35 148 070 603 105 35 751 174

Fuente: Osinergmin.

Elaborado por: Gestión & Energía

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMAS

Al 30 de Junio de 2012

(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

110


Cuadro Nº 2


Sistemas Aislados

Total

INGRESOS OPERATIVOS 6 864 107 149 736 7 013 843 GASTOS OPERATIVOS 5 023 549 142 048 5 165 597

UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 840 558 7 688 1 848 246 OTROS INGRESOS, REI, PART. IMP. ( 609 805 ) 2 382 ( 607 423 )

UTILIDAD NETA 1 230 753 10 070 1 240 823

GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 2 511 506 18 724 2 530 231

UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 840 558 7 688 1 848 246

PROVISIONES DEL EJERCICIO 670 949 11 036 681 985

Fuente: Osinergmin.


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR SISTEMA



111


Cuadro Nº 3

Generación Transmisión Distribución Total

ACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 862 401 459 629 1 752 616 5 074 645 ACTIVO NO CORRIENTE 17 985 882 2 801 805 9 888 843 30 676 529 Activo fijo 16 209 468 332 669 9 614 012 26 156 149 Otros activos no corrientes 1 776 414 2 469 136 274 830 4 520 380

TOTAL ACTIVO 20 848 283 3 261 433 11 641 458 35 751 174 PASIVO 8 023 389 1 668 695 4 437 801 14 129 885 PASIVO CORRIENTE 1 580 007 400 129 1 917 362 3 897 497 PASIVO NO CORRIENTE 6 443 382 1 268 567 2 520 439 10 232 388 PATRIMONIO NETO 12 824 894 1 592 738 7 203 657 21 621 289 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 20 848 283 3 261 433 11 641 458 35 751 174


RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAl 30 de Junio de 2012


112


Cuadro N°4

Generación Transmisión Distribución Total

INGRESOS OPERATIVOS 3 186 645 227 200 3 599 998 7 013 843 GASTOS OPERATIVOS 2 042 914 127 075 2 995 608 5 165 597 UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 143 731 100 125 604 390 1 848 246 OTROS INGRESOS (EGRESOS), REI, PART. IMP. ( 374 720 ) ( 38 874 ) ( 193 830 ) ( 607 423 ) UTILIDAD NETA 769 012 61 252 410 560 1 240 823

GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 1 523 355 164 139 842 737 2 530 231

UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 143 731 100 125 604 390 1 848 246 PROVISIONES DEL EJERCICIO 379 624 64 014 238 348 681 985


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR ACTIVIDADAl 30 de Junio de 2012


113


Cuadro N° 5

Descripción Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total SEIN SA Total

ACTIVO 20 848 283 3 261 433 11 641 458 35 751 174 35 148 070 603 105 35 751 174 ACTIVO CORRIENTE 2 862 401 459 629 1 752 616 5 074 645 4 954 992 119 653 5 074 645 Caja-Bancos 1 638 715 79 515 388 612 2 106 842 2 099 093 7 749 2 106 842 Valores Negociables 254 4 803 5 057 5 057 5 057 Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 623 519 45 553 953 548 1 622 621 1 574 927 47 694 1 622 621 Cuentas por Cobrar Comerciales 690 701 45 553 1 009 231 1 745 486 1 695 242 50 243 1 745 486 Provisión Cobranza Dudosa 67 182 55 683 122 865 120 316 2 549 122 865 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 145 951 149 587 157 788 453 326 436 014 17 312 453 326 Otras Cuentas por Cobrar 185 461 149 587 298 121 633 170 615 598 17 571 633 170 Provisión Cobranza Dudosa 39 511 140 333 179 844 179 584 259 179 844 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 79 896 145 990 9 766 235 652 235 652 235 652 Existencias 289 449 14 005 207 499 510 953 465 037 45 916 510 953 Gastos Pagados por Anticipado 84 617 24 978 30 600 140 195 139 213 982 140 195 ACTIVO NO CORRIENTE 17 985 882 2 801 805 9 888 843 30 676 529 30 193 077 483 452 30 676 529 Inversiones en Valores 793 631 129 030 922 661 922 661 922 661 Cuentas por Cobrar Comerciales 56 167 2 307 58 474 58 474 58 474 Otras Cuentas por Cobrar 110 853 136 912 44 061 291 825 291 825 291 825 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 83 400 83 400 83 400 83 400 Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 16 209 468 332 669 9 614 012 26 156 149 25 678 648 477 501 26 156 149 Inmuebles, Maq. y Equipos 26 859 377 561 024 15 386 554 42 806 955 42 185 986 620 968 42 806 955 Depreciación Acumulada 10 649 909 228 355 5 772 541 16 650 805 16 507 338 143 467 16 650 805 Otros Activos 815 763 2 248 824 99 433 3 164 020 3 158 069 5 951 3 164 020 PASIVO Y PATRIMONIO 20 848 283 3 261 433 11 641 458 35 751 174 35 148 070 603 105 35 751 174 PASIVO 8 023 389 1 668 695 4 437 801 14 129 885 14 016 431 113 454 14 129 885 PASIVO CORRIENTE 1 580 007 400 129 1 917 362 3 897 497 3 807 370 90 127 3 897 497 Sobregiros Bancarios 150 861 150 861 150 861 150 861 Cuentas por Pagar Comerciales 401 485 32 130 533 793 967 409 945 947 21 463 967 409 Otras Cuentas por Pagar 417 893 39 286 597 404 1 054 583 1 033 247 21 336 1 054 583 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 65 151 214 959 434 482 714 592 714 592 714 592 Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 558 673 113 221 142 758 814 652 767 324 47 329 814 652 Ganancias Diferidas 194 532 225 951 951 951 Otros 136 610 57 838 194 448 194 448 194 448 PASIVO NO CORRIENTE 6 443 382 1 268 567 2 520 439 10 232 388 10 209 061 23 326 10 232 388 Deuda a Largo Plazo 4 873 067 885 008 1 398 606 7 156 681 7 156 118 563 7 156 681 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 187 284 62 681 137 506 387 471 373 723 13 748 387 471 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 83 400 61 209 144 609 144 609 144 609 Provisión Beneficios Sociales 34 12 16 536 16 583 16 583 16 583 Ganancias Diferidas 239 713 198 173 181 796 619 682 610 667 9 016 619 682 Otros Pasivos 1 143 283 39 292 724 786 1 907 362 1 907 362 1 907 362 PATRIMONIO NETO 12 824 894 1 592 738 7 203 657 21 621 289 21 131 638 489 651 21 621 289 Capital Social 9 210 008 900 460 4 289 657 14 400 124 14 053 610 346 514 14 400 124 Capital Adicional 657 712 271 465 1 382 185 2 311 362 2 162 627 148 736 2 311 362 Reservas 762 602 49 699 667 250 1 479 551 1 477 084 2 467 1 479 551 Resultados Acumulados 1 425 561 309 863 454 006 2 189 429 2 207 565 ( 18 136 ) 2 189 429 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 769 012 61 252 410 560 1 240 823 1 230 753 10 070 1 240 823


BALANCE GENERAL RESUMIDO DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICOAl 30 de Junio de 2012


114


Cuadro N° 5Página 1

Descripción Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total

ACTIVO 1 127 683 37 569 633 423 4 031 727 397 138 988 573 690 642 1 529 172 195 768 1 663 927 3 480 931 3 281 446 1 772 170 479 613 133 292 120 234 284 974 20 848 283 ACTIVO CORRIENTE 49 717 7 389 57 943 413 233 126 313 146 494 55 149 303 032 29 763 98 140 472 229 649 163 175 177 76 725 84 062 24 075 93 800 2 862 401 Caja-Bancos 1 767 6 715 43 979 207 002 99 704 67 382 28 415 227 479 16 802 46 924 293 182 386 507 53 485 30 601 69 655 4 786 54 330 1 638 715 Valores Negociables 254 254 Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 36 718 668 13 042 122 425 21 046 13 112 8 518 57 328 2 457 42 056 87 054 122 314 56 310 8 899 7 876 4 232 19 464 623 519 Cuentas por Cobrar Comerciales 36 718 693 13 042 122 425 21 046 13 112 8 518 57 328 2 457 42 976 144 692 122 330 57 820 14 684 7 876 4 232 20 752 690 701 Provisión Cobranza Dudosa 25 920 57 638 16 1 510 5 785 1 287 67 182 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 9 730 6 105 5 226 2 096 12 657 8 547 4 996 1 277 4 353 24 004 8 257 12 005 24 708 5 135 14 461 8 388 145 951 Otras Cuentas por Cobrar 9 730 6 105 5 226 2 096 12 760 8 547 4 996 1 362 4 353 63 217 8 257 12 005 24 817 5 135 14 461 8 388 185 461 Provisión Cobranza Dudosa 104 85 39 213 109 39 511 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 0 6 337 21 319 2 394 5 133 41 414 2 634 665 79 896 Existencias 1 126 68 930 3 419 30 500 5 715 10 668 3 977 989 9 731 114 680 19 536 11 842 1 388 6 947 289 449 Gastos Pagados por Anticipado 376 563 3 314 48 1 523 1 560 2 561 116 3 818 16 843 14 771 33 840 9 8 596 4 670 84 617 ACTIVO NO CORRIENTE 1 077 966 30 181 575 481 3 618 494 270 825 842 079 635 494 1 226 140 166 006 1 565 787 3 008 703 2 632 283 1 596 994 402 888 49 230 96 159 191 174 17 985 882 Inversiones en Valores 90 360 511 33 015 387 909 30 12 076 793 631 Cuentas por Cobrar Comerciales 31 522 24 646 56 167 Otras Cuentas por Cobrar 51 646 5 120 824 49 234 630 3 399 110 853 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 1 025 288 30 172 573 776 3 249 014 270 644 803 188 626 716 1 186 973 165 339 652 932 2 982 489 2 334 899 1 582 642 397 682 49 210 92 760 185 745 16 209 468 Inmuebles, Maq. y Equipos 1 117 607 60 846 746 213 5 544 132 407 193 1 711 709 987 992 2 209 444 346 995 985 124 6 867 793 2 961 195 1 789 331 545 140 106 376 133 505 338 784 26 859 377 Depreciación Acumulada 92 319 30 674 172 437 2 295 117 136 549 908 521 361 276 1 022 471 181 655 332 192 3 885 303 626 296 206 689 147 458 57 166 40 746 153 038 10 649 909 Otros Activos 942 9 1 705 8 968 181 7 369 8 778 1 032 666 524 946 715 248 150 2 276 4 576 21 5 429 815 763 PASIVO Y PATRIMONIO 1 127 683 37 569 633 423 4 031 727 397 138 988 573 690 642 1 529 172 195 768 1 663 927 3 480 931 3 281 446 1 772 170 479 613 133 292 120 234 284 974 20 848 283 PASIVO 498 370 298 942 1 644 392 177 839 131 671 25 458 637 672 16 684 686 263 501 077 1 909 380 1 243 138 138 673 28 440 44 672 40 718 8 023 389 PASIVO CORRIENTE 77 457 80 751 326 229 27 856 32 940 15 294 82 066 8 094 98 664 320 993 235 782 175 172 58 216 14 776 4 965 20 752 1 580 007 Sobregiros Bancarios Cuentas por Pagar Comerciales 13 064 5 662 87 138 19 216 9 967 1 387 22 649 2 921 4 500 82 428 79 864 62 944 4 567 4 936 33 208 401 485 Otras Cuentas por Pagar 1 351 4 480 35 067 8 446 17 553 12 278 25 714 4 164 10 930 197 012 34 179 30 387 13 151 1 275 1 361 20 544 417 893 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 2 145 1 913 2 070 1 628 1 008 12 670 40 018 1 294 2 404 65 151 Deudas a Largo Plazo (parte cte.) 63 042 64 028 154 010 21 724 43 018 1 535 87 593 73 679 37 907 8 565 3 571 558 673 Ganancias Diferidas 194 194 Otros 4 436 48 102 3 350 11 978 27 546 32 852 8 161 187 136 610 PASIVO NO CORRIENTE 420 912 218 191 1 318 162 149 983 98 731 10 165 555 607 8 590 587 599 180 084 1 673 598 1 067 966 80 457 13 664 39 707 19 965 6 443 382 Deuda a Largo Plazo 420 912 131 973 640 794 138 683 367 224 535 785 1 516 090 988 895 75 741 39 707 17 264 4 873 067 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 4 449 180 084 2 751 187 284 Cuentas por Pagar Emp. del Sector Provisión Beneficios Sociales 34 34 Ganancias Diferidas 23 103 247 185 604 3 627 16 614 10 519 239 713 Otros Pasivos 86 218 677 369 11 300 71 179 9 918 2 779 8 590 48 186 157 509 62 458 4 716 3 111 ( 49 ) 1 143 283 PATRIMONIO NETO 629 314 37 569 334 481 2 387 335 219 299 856 902 665 184 891 499 179 085 977 663 2 979 854 1 372 066 529 032 340 940 104 852 75 562 244 256 12 824 894 Capital Social 630 599 113 373 295 249 2 018 428 81 553 807 197 555 662 538 518 206 342 719 662 2 162 646 208 947 225 001 307 297 94 042 59 341 186 149 9 210 008 Capital Adicional 11 713 3 714 2 671 18 5 702 5 436 472 669 155 789 657 712 Reservas ( 39 052 ) 10 380 211 132 16 311 32 341 26 147 52 980 3 598 54 055 311 486 67 905 ( 1 881 ) 14 493 1 001 1 708 762 602 Resultados Acumulados 10 259 ( 76 924 ) ( 14 163 ) 1 91 262 ( 320 ) 65 983 237 286 ( 38 797 ) 158 793 337 729 483 967 127 194 ( 422 ) 9 422 34 292 1 425 561 Utilidad (Pérdida) del Ejercicio 27 508 1 121 31 302 154 061 27 502 17 666 11 689 62 716 2 506 45 154 167 993 138 578 22 929 19 572 9 809 5 091 23 815 769 012



BALANCE GENERAL EMPRESAS GENERADORAS Al 30 de Junio de 2012

115



Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total

ACTIVO 194 978 132 086 132 202 1 365 620 1 436 548 3 261 433 ACTIVO CORRIENTE 24 257 17 013 9 801 219 219 189 339 459 629 Caja-Bancos 16 354 12 341 4 455 20 032 26 332 79 515 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 699 3 376 3 284 28 228 9 966 45 553 Cuentas por Cobrar Comerciales 699 3 376 3 284 28 228 9 966 45 553 Provisión Cobranza Dudosa Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 5 157 46 981 10 955 132 448 149 587 Otras Cuentas por Cobrar 5 157 46 981 10 955 132 448 149 587 Provisión Cobranza Dudosa Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 188 145 697 105 145 990 Existencias 1 042 1 041 698 11 130 94 14 005 Gastos Pagados por Anticipado 1 004 21 383 3 176 20 395 24 978 ACTIVO NO CORRIENTE 170 721 115 073 122 401 1 146 401 1 247 209 2 801 805 Inversiones en Valores Cuentas por Cobrar Comerciales Otras Cuentas por Cobrar 136 912 136 912 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 83 400 83 400 Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 170 721 260 122 401 37 666 1 621 332 669 Inmuebles, Maq. y Equipos 291 169 853 198 420 67 530 3 051 561 024 Depreciación Acumulada 120 448 593 76 020 29 864 1 430 228 355 Otros Activos 114 813 1 025 335 1 108 676 2 248 824 PASIVO Y PATRIMONIO 194 978 132 086 132 202 1 365 620 1 436 548 3 261 433 PASIVO 15 820 57 569 86 711 757 160 751 435 1 668 695 PASIVO CORRIENTE 801 10 087 6 505 117 772 264 964 400 129 Sobregiros Bancarios Cuentas por Pagar Comerciales 100 555 665 20 537 10 274 32 130 Otras Cuentas por Pagar 701 1 356 656 30 159 6 414 39 286 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 307 1 574 213 078 214 959 Deudas a Largo Plazo (parte cte.) 7 869 4 652 65 502 35 198 113 221 Ganancias Diferidas 532 532 Otros PASIVO NO CORRIENTE 15 020 47 483 80 206 639 387 486 470 1 268 567 Deuda a Largo Plazo 8 453 45 672 42 159 487 600 301 124 885 008 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 1 736 1 811 59 134 62 681 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 83 400 83 400 Provisión Beneficios Sociales 12 12 Ganancias Diferidas 3 661 8 057 92 653 93 801 198 173 Otros Pasivos 1 169 29 978 8 145 39 292 PATRIMONIO NETO 179 158 74 516 45 490 608 460 685 114 1 592 738 Capital Social 199 207 60 212 34 746 65 838 540 458 900 460 Capital Adicional 217 271 248 271 465 Reservas 7 344 6 763 13 168 22 425 49 699 Resultados Acumulados ( 21 516 ) 231 817 99 562 309 863 Utilidad (Pérdida) del Ejercicio 1 467 6 743 3 982 26 390 22 670 61 252


Al 30 de Junio de 2012BALANCE GENERAL EMPRESAS TRANSMISORAS


116



Descripción Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electro Oriente

Electro Puno Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

ACTIVO 446 726 54 706 81 727 2 788 721 603 105 290 919 623 096 356 399 3 686 164 781 844 966 504 123 385 261 183 626 6 829 1 226 299 2 692 174 383 015 1 300 11 641 458 ACTIVO CORRIENTE 78 653 8 224 11 391 479 508 119 653 58 196 89 066 72 569 1 557 30 687 98 311 80 148 48 934 29 954 1 377 104 438 339 607 99 446 898 1 752 616 Caja-Bancos 47 827 2 626 4 624 151 634 7 749 24 643 49 358 5 673 602 6 259 11 509 7 416 6 685 5 941 370 14 965 7 617 32 840 274 388 612 Valores Negociables 4 803 4 803 Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 11 891 2 745 5 169 275 240 47 694 14 793 26 632 30 475 197 9 229 37 974 50 583 32 032 16 330 622 69 112 282 254 40 175 400 953 548 Cuentas por Cobrar Comerciales 11 891 2 745 5 193 303 958 50 243 14 793 27 199 34 373 197 11 544 41 183 58 973 35 766 17 710 721 69 112 282 998 40 175 456 1 009 231 Provisión Cobranza Dudosa 23 28 718 2 549 567 3 898 2 315 3 209 8 390 3 734 1 379 99 744 56 55 683 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 12 770 638 957 15 689 17 312 6 107 3 509 30 268 107 3 177 24 813 13 543 4 373 556 12 7 563 12 740 3 645 9 157 788 Otras Cuentas por Cobrar 12 770 638 1 205 15 689 17 571 6 107 3 509 167 824 107 3 816 24 813 13 543 5 540 556 12 7 563 13 205 3 645 9 298 121 Provisión Cobranza Dudosa 247 259 137 555 639 1 167 465 140 333 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 20 4 862 929 440 6 3 448 60 9 766 Existencias 1 360 1 463 417 32 813 45 916 9 833 9 564 4 595 307 11 892 19 050 7 025 5 059 6 997 364 8 684 21 427 20 702 31 207 499 Gastos Pagados por Anticipado 1 753 203 4 132 982 2 819 2 1 558 343 130 102 652 345 124 9 666 15 569 2 084 124 30 600 ACTIVO NO CORRIENTE 368 073 46 482 70 337 2 309 213 483 452 232 723 534 030 283 830 2 130 134 094 746 655 423 975 336 327 153 672 5 452 1 121 861 2 352 567 283 569 402 9 888 843 Inversiones en Valores 2 926 2 1 11 773 114 256 72 129 030 Cuentas por Cobrar Comerciales 1 650 315 272 70 2 307 Otras Cuentas por Cobrar 1 615 15 026 2 559 25 3 996 1 290 19 550 44 061 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 346 196 39 313 66 425 2 280 100 477 501 231 375 531 887 276 769 2 127 133 178 738 734 415 671 330 698 151 546 5 452 1 101 351 2 221 432 263 855 402 9 614 012 Inmuebles, Maq. y Equipos 485 569 51 254 ######## 3 562 874 620 968 407 865 848 640 456 388 3 723 208 036 1 322 314 647 209 540 825 289 423 11 172 1 834 907 3 330 791 631 931 597 15 386 554 Depreciación Acumulada 139 373 11 940 65 645 1 282 775 143 467 176 490 316 753 179 619 1 596 74 858 583 579 231 538 210 126 137 877 5 720 733 556 1 109 359 368 076 195 5 772 541 Otros Activos 20 262 2 593 3 911 13 772 5 951 1 348 2 143 4 500 2 916 7 895 4 035 5 558 837 8 737 16 879 92 99 433 PASIVO Y PATRIMONIO 446 726 54 706 81 727 2 788 721 603 105 290 919 623 096 356 399 3 686 164 781 844 966 504 123 385 261 183 626 6 829 1 226 299 2 692 174 383 015 1 300 11 641 458 PASIVO 32 149 26 063 17017,277 1 759 943 113 454 35 802 88 418 116 219 183 7 894 209 828 169 375 123 019 30 638 853 320 836 1 301 732 84 063 315 4 437 801 PASIVO CORRIENTE 9 352 5 894 5870,927 682 271 90 127 16 539 67 997 76 106 183 7 828 118 443 106 102 85 097 18 131 556 164 393 379 424 82 732 315 1 917 362 Sobregiros Bancarios 1 269 20 817 23 951 16 869 40 155 47 800 150 861 Cuentas por Pagar Comerciales 1 726 2 118 3 637 239 321 21 463 9 779 27 768 22 200 10 1 427 26 520 33 338 23 525 8 308 342 46 866 39 286 25 958 201 533 793 Otras Cuentas por Pagar 3 733 2 895 2 122 237 719 21 336 6 761 36 571 25 999 173 1 449 12 201 29 671 9 957 4 400 166 41 576 146 095 14 529 51 597 404 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 3 739 42 203 962 136 4 953 37 970 19 141 26 565 41 21 628 116 242 64 434 482 Deudas a Largo Plazo (parte cte.) 880 47 329 3 522 27 906 7 125 4 468 48 9 235 42 246 142 758 Ganancias Diferidas 154 70 225 Otros 20 936 1 056 914 4 933 30 000 57 838 PASIVO NO CORRIENTE 22 797 20 169 11 146 1 077 672 23 326 19 263 20 421 40 113 66 91 384 63 273 37 922 12 507 297 156 444 922 308 1 331 2 520 439 Deuda a Largo Plazo 22 449 785 123 563 13 613 14 911 23 279 3 739 2 212 11 273 297 17 526 502 290 1 331 1 398 606 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 348 19 846 187 8 270 13 748 2 187 16 834 18 153 4 544 1 234 7 129 45 026 137 506 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 66 10 605 23 364 10 596 16 578 61 209 Provisión Beneficios Sociales 12 377 4 159 16 536 Ganancias Diferidas 9 016 55 692 21 756 15 054 80 278 181 796 Otros Pasivos 323 10 959 284 279 3 462 5 510 8 972 5 516 30 773 374 992 724 786 PATRIMONIO NETO 414 577 28 643 64 710 1 028 778 489 651 255 117 534 677 240 180 3 503 156 887 635 138 334 748 262 242 152 988 5 976 905 463 1 390 443 298 952 985 7 203 657 Capital Social 88 700 19 817 37 163 638 564 346 514 129 776 338 737 214 270 192 140 622 549 792 209 424 230 754 129 797 941 678 278 331 127 204 842 348 4 289 657 Capital Adicional 455 454 148 736 109 420 150 608 11 222 1 597 40 837 65 060 108 317 19 664 11 678 4 793 181 256 36 532 36 993 19 1 382 185 Reservas 14 136 133 188 2 467 2 204 44 762 3 624 382 1 994 1 550 1 842 4 654 20 351 423 269 12 756 70 667 250 Resultados Acumulados ( 130 923 ) 6 324 12 014 133 322 ( 18 136 ) 6 848 ( 9 577 ) 3 063 1 226 ( 26 294 ) ( 44 ) ( 1 196 ) ( 119 ) ( 369 ) 451 410 26 246 214 454 006 Utilidad (Pérdida) del Ejercicio 1 346 2 503 1 397 123 704 10 070 6 870 10 148 8 001 489 1 340 18 337 16 653 9 982 6 858 362 25 946 148 105 18 115 335 410 560


BALANCE GENERAL EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 30 de Junio de 2012


117


Cuadro N° 6

Descripición Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA TOTAL

INGRESOS 3 186 645 227 200 3 599 998 7 013 843 6 864 107 149 736 7 013 843 Venta Energía Eléctrica al Público 1 108 691 3 380 388 4 489 080 4 346 616 142 464 4 489 080 Venta Energía Precios en Barra 1 728 283 4 771 1 733 054 1 728 283 4 771 1 733 054 Transferencia COES 187 266 44 785 232 050 232 050 232 050 Peajes y Uso Instal. Transmisión 102 694 181 344 14 879 298 917 298 917 298 917 Otros Ingresos 59 711 1 072 199 960 260 742 258 241 2 501 260 742 COSTOS 2 042 914 127 075 2 995 608 5 165 597 5 023 549 142 048 5 165 597 Gastos de Generación 1 862 396 118 012 1 980 408 1 887 700 92 708 1 980 408 Costos de Transmisión 10 864 108 984 75 172 195 021 189 952 5 069 195 021 Gastos de Distribución 513 400 2 424 470 2 425 382 2 399 714 25 668 2 425 382 Gastos de Comercialización 31 049 209 006 240 055 229 373 10 682 240 055 Gastos Generales y Administrativos 138 092 17 691 168 948 324 731 316 810 7 921 324 731 UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 143 731 100 125 604 390 1 848 246 1 840 558 7 688 1 848 246 OTROS INGRESOS (EGRESOS) ( 42 067 ) ( 11 399 ) ( 21 191 ) ( 74 658 ) ( 77 040 ) 2 382 ( 74 658 ) Ingresos Financieros 64 775 11 824 33 091 109 690 108 186 1 504 109 690 Gastos Financieros ( 154 879 ) ( 22 361 ) ( 68 044 ) ( 245 284 ) ( 244 045 ) ( 1 239 ) ( 245 284 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 1 068 1 068 1 068 1 068 Diferencia en Cambio 24 610 ( 1 002 ) 423 24 031 24 069 ( 39 ) 24 031 Otros Ingresos (Egresos) 22 346 140 12 453 34 939 32 783 2 155 34 939 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 12 887 899 899 899 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1 101 664 88 726 583 199 1 773 588 1 763 518 10 070 1 773 588 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1 101 664 88 726 583 199 1 773 588 1 763 518 10 070 1 773 588 Particip. Utilidad Trabajadores 15 238 570 15 808 15 808 15 808 Impuesto a la Renta 317 415 27 474 172 069 516 958 516 958 516 958 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 769 012 61 252 410 560 1 240 823 1 230 753 10 070 1 240 823


GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICO Al 30 de Junio de 2012


118




INGRESOS 122 775 3 800 84 465 687 644 80 973 100 278 52 463 244 724 24 765 130 433 476 212 655 663 311 557 65 588 41 859 16 125 87 321 3 186 645 Venta Energía Eléctrica al Público 2 569 20 482 29 895 117 277 609 907 274 803 17 727 36 031 1 108 691 Venta Energía Precios en Barra 73 124 1 250 76 841 649 984 65 261 52 054 244 724 24 765 60 982 342 745 33 131 16 125 87 296 1 728 283 Transferencia COES 28 996 5 482 17 510 80 973 11 707 409 17 009 16 190 424 8 540 25 187 266 Peajes y Uso Instal. Transmisión 13 373 118 2 142 16 038 598 22 546 41 690 6 190 102 694 Otros Ingresos 7 282 ( 137 ) 4 112 2 230 4 066 36 330 5 829 59 711 GASTOS 78 689 2 706 34 630 455 609 43 927 77 086 34 027 152 804 21 091 59 525 240 948 434 079 275 995 35 932 32 649 9 998 53 217 2 042 914 Gastos de Generación 72 946 1 503 31 686 426 976 37 566 71 158 29 033 126 702 17 971 42 873 213 882 409 009 263 616 32 291 23 075 8 892 53 217 1 862 396 Gastos de Transmisión 795 289 949 5 364 1 923 41 194 245 1 065 10 864 Gastos de Distribución 513 513 Gastos de Comercialización 388 10 1 767 1 529 422 5 970 966 1 637 9 058 837 8 465 31 049 Gastos Generales y Administrativos 4 560 391 1 995 23 269 4 594 4 399 2 650 20 091 1 960 14 770 16 943 25 070 12 379 2 805 1 109 1 107 138 092 UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 44 087 1 094 49 835 232 034 37 046 23 192 18 436 91 919 3 674 70 907 235 264 221 584 35 562 29 655 9 210 6 127 34 104 1 143 731 OTROS INGRESOS (EGRESOS) ( 16 578 ) 26 ( 5 129 ) ( 10 069 ) 2 595 1 808 120 1 928 ( 69 ) ( 4 644 ) 6 012 ( 11 259 ) ( 5 225 ) ( 1 695 ) 599 ( 1 036 ) 550 ( 42 067 ) Ingresos Financieros 124 14 770 5 723 1 133 1 022 33 35 131 173 352 9 371 5 179 257 69 811 3 4 611 64 775 Gastos Financieros ( 21 592 ) ( 5 899 ) ( 24 301 ) ( 831 ) ( 0 ) ( 45 017 ) ( 329 ) ( 15 412 ) ( 136 ) ( 19 280 ) ( 15 308 ) ( 1 927 ) ( 36 ) ( 707 ) ( 4 104 ) ( 154 879 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 1 068 1 068 Diferencia en Cambio 4 733 ( 113 ) 590 ( 62 ) ( 420 ) 5 725 3 810 10 003 ( 26 ) ( 31 ) 400 24 610 Otros Ingresos (Egresos) 157 8 622 1 702 848 507 11 813 87 4 691 ( 4 291 ) ( 968 ) ( 178 ) 189 ( 144 ) ( 732 ) 44 22 346 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 12 12 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 27 508 1 121 44 706 221 966 39 641 25 000 18 556 93 847 3 605 66 263 241 275 210 325 30 337 27 960 9 809 5 091 34 655 1 101 664 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 27 508 1 121 44 706 221 966 39 641 25 000 18 556 93 847 3 605 66 263 241 275 210 325 30 337 27 960 9 809 5 091 34 655 1 101 664 Particip. Utilidad Trabajadores 3 409 11 829 15 238 Impuesto a la Renta 13 404 67 905 12 139 7 334 6 867 31 132 1 099 17 700 73 283 59 918 7 408 8 387 10 840 317 415 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 27 508 1 121 31 302 154 061 27 502 17 666 11 689 62 716 2 506 45 154 167 993 138 578 22 929 19 572 9 809 5 091 23 815 769 012


Al 30 de Junio de 2012(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR DESTINO EMPRESAS GENERADORAS

119



Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total

INGRESOS 11 423 15 321 18 644 136 920 44 893 227 200 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES 44 785 44 785 Peajes y Uso Instal. Transmisión 11 423 15 174 17 827 136 920 181 344 Otros Ingresos 147 817 108 1 072 COSTOS 9 677 5 396 8 451 85 722 17 829 127 075 Gastos de Generación Costos de Transmisión 9 677 4 996 6 664 71 797 15 850 108 984 Gastos de Distribución 400 400 Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 1 787 13 926 1 979 17 691 UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 746 9 924 10 193 51 198 27 064 100 125 OTROS INGRESOS (EGRESOS) 179 ( 1 032 ) ( 4 600 ) ( 11 445 ) 5 499 ( 11 399 ) Ingresos Financieros 1 093 32 52 3 447 7 201 11 824 Gastos Financieros ( 982 ) ( 1 329 ) ( 4 652 ) ( 13 566 ) ( 1 833 ) ( 22 361 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Diferencia en Cambio 193 ( 1 326 ) 131 ( 1 002 ) Otros Ingresos (Egresos) 67 73 140 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores UTILIDAD ANTES DEL REI 1 925 8 892 5 593 39 753 32 562 88 726 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 925 8 892 5 593 39 753 32 562 88 726 Particip. Utilidad Trabajadores Impuesto a la Renta 458 2 149 1 611 13 364 9 893 27 474 UTILIDAD NETA 1 467 6 743 3 982 26 390 22 670 61 252



GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS TRANSMISORAS Al 30 de Junio de 2012

120



Descripción Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

INGRESOS 30 390 52 114 14 232 1 059 256 149 736 55 646 107 111 114 020 6 165 39 852 153 594 183 692 130 496 59 344 2 339 274 375 1 011 241 154 532 1 864 3 599 998 Venta Energía Eléctrica al Público 30 390 13 058 13 500 986 596 142 464 55 646 95 553 109 999 6 153 38 554 146 586 168 736 122 861 57 888 2 339 249 804 983 918 154 532 1 813 3 380 388 Venta Energía Precios en Barra 4 771 4 771 Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 5 560 1 809 3 196 86 4 229 14 879 Otros Ingresos 39 056 732 67 100 2 501 9 749 4 020 12 1 297 7 008 11 760 7 635 1 371 20 343 27 323 51 199 960 COSTOS 35 094 48 935 13 437 870 296 142 048 45 761 90 706 99 242 5 606 39 446 126 701 158 110 114 835 49 593 1 829 236 983 784 652 130 802 1 530 2 995 608 Gastos de Generación 1 769 1 561 92 708 412 4 385 60 1 764 3 837 1 243 2 051 3 166 2 241 2 815 118 012 Costos de Transmisión 1 841 642 317 12 499 5 069 3 829 169 6 940 3 812 5 424 1 974 8 506 20 588 3 561 75 172 Gastos de Distribución 28 402 46 643 10 875 779 484 25 668 38 205 71 140 78 183 4 957 11 747 88 132 126 936 84 744 41 988 1 556 181 535 700 264 102 775 1 236 2 424 470 Gastos de Comercialización 1 496 117 843 39 261 10 682 4 611 10 225 9 758 23 335 16 853 19 243 14 468 3 393 77 21 557 18 514 14 410 163 209 006 Gastos Generales y Administrativos 1 584 1 532 1 403 37 492 7 921 2 533 4 956 7 412 649 2 431 10 939 6 876 8 149 2 239 196 22 219 43 044 7 242 132 168 948 UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION ( 4 704 ) 3 179 795 188 960 7 688 9 885 16 405 14 777 559 405 26 892 25 582 15 660 9 751 510 37 392 226 589 23 730 334 604 390 OTROS INGRESOS (EGRESOS) 6 051 ( 676 ) 1 284 ( 19 299 ) 2 382 ( 70 ) ( 1 908 ) ( 2 263 ) ( 70 ) 935 ( 661 ) ( 864 ) ( 443 ) 744 34 769 ( 9 283 ) 2 148 1 ( 21 191 ) Ingresos Financieros 1 363 119 235 15 244 1 504 177 679 1 965 156 632 949 504 294 15 1 920 6 150 1 184 2 33 091 Gastos Financieros ( 112 ) ( 316 ) ( 140 ) ( 37 392 ) ( 1 239 ) ( 4 484 ) ( 70 ) ( 7 ) ( 1 398 ) ( 1 869 ) ( 978 ) ( 99 ) ( 11 ) ( 1 271 ) ( 18 085 ) ( 573 ) ( 1 ) ( 68 044 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Diferencia en Cambio 220 ( 8 ) 428 ( 39 ) 28 ( 51 ) ( 9 ) 105 56 31 ( 16 ) 120 ( 442 ) 423 Otros Ingresos (Egresos) 4 579 ( 480 ) 1 212 2 421 2 155 ( 276 ) ( 2 587 ) 308 795 564 30 2 193 1 537 0 12 453 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 15 ) 901 887 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1 346 2 503 2 079 169 661 10 070 9 814 14 497 12 515 489 1 340 26 231 24 718 15 217 10 495 544 38 161 217 306 25 878 335 583 199 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1 346 2 503 2 079 169 661 10 070 9 814 14 497 12 515 489 1 340 26 231 24 718 15 217 10 495 544 38 161 217 306 25 878 335 583 199 Particip. Utilidad Trabajadores 543 27 570 Impuesto a la Renta 682 45 957 2 944 4 349 4 514 7 894 8 065 5 235 3 094 155 12 215 69 201 7 763 172 069 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 346 2 503 1 397 123 704 10 070 6 870 10 148 8 001 489 1 340 18 337 16 653 9 982 6 858 362 25 946 148 105 18 115 335 410 560



GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 30 de Junio de 2012

121


Cuadro N° 7

Descripción Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA TOTAL

INGRESOS 3 186 645 227 200 3 599 998 7 013 843 6 864 107 149 736 7 013 843 Venta Energía Eléctrica al Público 1 353 415 3 374 289 4 727 704 4 585 240 142 464 4 727 704 Venta Energía Precios en Barra 1 483 559 4 771 1 488 330 1 483 559 4 771 1 488 330 Transferencia COES 187 266 187 266 187 266 187 266 Peajes y Uso Instal. Transmisión 102 694 226 128 14 879 343 702 343 702 343 702 Otros Ingresos 59 711 1 072 206 059 266 842 264 341 2 501 266 842 GASTOS 2 042 914 127 075 2 995 608 5 165 597 5 023 549 142 048 5 165 597 Combustibles y Lubricantes 564 657 78 495 643 152 569 923 73 229 643 152 Suministros Diversos 73 569 1 357 73 997 148 923 143 378 5 546 148 923 Compra de Energía 606 069 46 1 994 990 2 601 105 2 576 587 24 518 2 601 105 Precios en Barra 73 417 1 662 752 1 736 168 1 715 720 20 448 1 736 168 Transferencia COES 133 498 214 648 348 145 348 145 348 145 Uso de Transmisión 322 635 46 42 619 365 300 361 231 4 069 365 300 A Terceros 76 519 74 971 151 491 151 491 151 491 Cargas de Personal 165 340 24 035 208 709 398 083 388 594 9 489 398 083 Servicios Prestados por Terceros 124 563 25 571 311 172 461 306 446 885 14 421 461 306 Tributos 57 470 3 360 47 020 107 850 106 024 1 826 107 850 Cargas Diversas de Gestión 70 732 8 693 46 597 126 022 124 039 1 983 126 022 Provisiones del Ejercicio 379 624 64 014 238 348 681 985 670 949 11 036 681 985 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 370 871 12 568 218 269 601 708 590 872 10 836 601 708 Compensación Tiempo Servicios 4 315 43 7 548 11 907 11 907 11 907 Cuentas de Cobranza Dudosa 37 2 880 7 027 9 944 9 942 2 9 944 Otras Provisiones 4 400 48 523 5 503 58 426 58 227 199 58 426 Otros 890 3 130 4 020 4 020 4 020 Gastos Cargados a Inversiones ( 6 848 ) ( 6 848 ) ( 6 848 ) ( 6 848 ) UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 143 731 100 125 604 390 1 848 246 1 840 558 7 688 1 848 246 OTROS INGRESOS Y EGRESOS ( 42 067 ) ( 11 399 ) ( 21 191 ) ( 74 658 ) ( 77 040 ) 2 382 ( 74 658 ) Ingresos Financieros 60 208 10 799 33 125 104 131 102 627 1 504 104 131 Gastos Financieros ( 146 164 ) ( 20 287 ) ( 68 050 ) ( 234 501 ) ( 233 263 ) ( 1 239 ) ( 234 501 ) Diferencia en Cambio 25 678 ( 1 002 ) 395 25 071 25 110 ( 39 ) 25 071 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 18 198 ( 909 ) 12 453 29 742 27 587 2 155 29 742 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 12 887 899 899 899 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 1 101 664 88 726 583 199 1 773 588 1 763 518 10 070 1 773 588 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 101 664 88 726 583 199 1 773 588 1 763 518 10 070 1 773 588 Particip. Utilidad Trabajadores 15 238 570 15 808 15 808 15 808 Impuesto a la Renta 317 415 27 474 172 069 516 958 516 958 516 958 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 769 012 61 252 410 560 1 240 823 1 230 753 10 070 1 240 823


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO Al 30 de Junio de 2012


122




INGRESOS 122 775 3 800 84 465 687 644 80 973 100 278 52 463 244 724 24 765 130 433 476 212 655 663 311 557 65 588 41 859 16 125 87 321 3 186 645 Venta Energía Eléctrica al Público 2 569 20 482 244 724 29 895 117 277 609 907 274 803 17 727 36 031 1 353 415 Venta Energía Precios en Barra 73 124 1 250 76 841 649 984 65 261 52 054 24 765 60 982 342 745 33 131 16 125 87 296 1 483 559 Transferencia COES 28 996 5 482 17 510 80 973 11 707 409 17 009 16 190 424 8 540 25 187 266 Peajes y Uso Instal. Transmisión 13 373 118 2 142 16 038 598 22 546 41 690 6 190 102 694 Otros Ingresos 7 282 ( 137 ) 4 112 2 230 4 066 36 330 5 829 59 711 GASTOS 78 689 2 706 34 630 455 609 43 927 77 086 34 027 152 804 21 091 59 525 240 948 434 079 275 995 35 932 32 649 9 998 53 217 2 042 914 Combustibles y Lubricantes 25 161 957 13 624 28 529 7 4 599 707 205 024 140 094 873 9 217 564 657 Suministros Diversos 1 284 83 8 476 147 1 160 932 48 754 387 ( 13 ) 3 046 7 365 1 976 663 273 33 73 569 Compra de Energía 31 394 16 621 104 757 9 155 10 804 13 181 27 927 6 370 13 515 122 445 114 593 65 216 16 137 17 038 36 917 606 069 Precios en Barra 27 927 8 573 36 917 73 417 Transferencia COES 7 663 5 617 41 239 2 686 4 026 1 510 3 875 3 185 32 138 23 324 8 235 133 498 Uso de Transmisión 17 629 9 513 47 983 6 469 6 778 11 672 2 495 10 330 90 308 61 201 41 892 7 902 8 465 322 635 A Terceros 6 102 1 491 15 534 53 392 76 519 Cargas de Personal 4 722 517 32 650 5 299 6 444 4 619 24 872 2 701 12 430 28 915 22 004 11 041 5 000 1 668 2 460 ( 3 ) 165 340 Servicios Prestados por Terceros 11 707 782 3 539 23 316 4 504 3 828 2 094 14 915 1 777 7 791 9 096 18 510 10 148 3 250 982 4 230 4 096 124 563 Tributos 3 275 59 2 047 12 617 1 266 2 558 811 5 305 493 3 186 11 041 7 295 3 712 1 723 764 219 1 099 57 470 Cargas Diversas de Gestión 8 669 39 5 323 12 481 3 452 3 043 1 354 3 528 970 5 544 4 877 11 762 2 583 2 684 388 810 3 225 70 732 Provisiones del Ejercicio 18 921 1 000 7 017 99 356 6 479 20 720 11 029 26 687 3 793 17 073 60 820 47 526 41 225 5 603 2 320 2 278 7 776 379 624 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 18 626 998 6 952 98 295 6 479 20 382 11 029 25 981 3 758 16 035 59 999 43 456 41 137 5 556 2 168 2 243 7 776 370 871 Compensación Tiempo Servicios 295 957 749 820 1 335 125 35 4 315 Cuentas de Cobranza Dudosa 37 37 Otras Provisiones 2 65 104 339 706 35 252 1 2 736 89 46 26 4 400 Otros 816 74 890 Gastos Cargados a Inversiones UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 44 087 1 094 49 835 232 034 37 046 23 192 18 436 91 919 3 674 70 907 235 264 221 584 35 562 29 655 9 210 6 127 34 104 1 143 731 OTROS INGRESOS Y EGRESOS ( 16 578 ) 26 ( 5 129 ) ( 10 069 ) 2 595 1 808 120 1 928 ( 69 ) ( 4 644 ) 6 012 ( 11 259 ) ( 5 225 ) ( 1 695 ) 599 ( 1 036 ) 550 ( 42 067 ) Ingresos Financieros 124 14 770 5 723 1 133 1 022 33 35 131 173 352 9 371 5 179 257 69 811 3 44 60 208 Gastos Financieros ( 21 592 ) ( 5 899 ) ( 24 301 ) ( 831 ) ( 0 ) ( 45 017 ) ( 329 ) ( 15 412 ) ( 136 ) ( 19 280 ) ( 15 308 ) ( 1 927 ) ( 36 ) ( 707 ) 4 611 ( 146 164 ) Diferencia en Cambio 4 733 ( 113 ) 590 ( 62 ) ( 420 ) 5 725 1 068 3 810 10 003 ( 26 ) ( 31 ) 400 25 678 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 157 8 622 1 702 848 507 11 813 87 4 691 ( 4 291 ) ( 968 ) ( 178 ) 189 ( 144 ) ( 732 ) ( 4 104 ) 18 198 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 12 12 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 27 508 1 121 44 706 221 966 39 641 25 000 18 556 93 847 3 605 66 263 241 275 210 325 30 337 27 960 9 809 5 091 34 655 1 101 664 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 27 508 1 121 44 706 221 966 39 641 25 000 18 556 93 847 3 605 66 263 241 275 210 325 30 337 27 960 9 809 5 091 34 655 1 101 664 Particip. Utilidad Trabajadores 3 409 11 829 15 238 Impuesto a la Renta 13 404 67 905 12 139 7 334 6 867 31 132 1 099 17 700 73 283 59 918 7 408 8 387 10 840 317 415 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 27 508 1 121 31 302 154 061 27 502 17 666 11 689 62 716 2 506 45 154 167 993 138 578 22 929 19 572 9 809 5 091 23 815 769 012



GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS GENERADORAS Al 30 de Junio de 2012

123




INGRESOS 11 423 15 321 18 644 136 920 44 893 227 200 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 11 423 15 174 17 827 136 920 44 785 226 128 Otros Ingresos 147 817 108 1 072 GASTOS 9 677 5 396 8 451 85 722 17 829 127 075 Combustibles y Lubricantes Suministros Diversos 31 1 326 1 357 Compra de Energía 46 46 Precios en Barra Transferencia COES Uso de Transmisión 46 46 A Terceros Cargas de Personal ( 1 ) 61 983 22 865 127 24 035 Servicios Prestados por Terceros 1 958 1 964 2 301 14 712 4 636 25 571 Tributos 186 165 290 2 038 681 3 360 Cargas Diversas de Gestión 1 249 291 1 372 4 616 1 166 8 693 Provisiones del Ejercicio 6 240 2 915 3 475 40 165 11 219 64 014 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 6 240 35 3 431 2 776 86 12 568 Compensación Tiempo Servicios 43 43 Cuentas de Cobranza Dudosa 2 880 2 880 Otras Provisiones 37 389 11 134 48 523 Otros Gastos Cargados a Inversiones UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 746 9 924 10 193 51 198 27 064 100 125 OTROS INGRESOS Y EGRESOS 179 ( 1 032 ) ( 4 600 ) ( 11 445 ) 5 499 ( 11 399 ) Ingresos Financieros 67 32 52 3 447 7 201 10 799 Gastos Financieros 1 093 ( 1 329 ) ( 4 652 ) ( 13 566 ) ( 1 833 ) ( 20 287 ) Diferencia en Cambio 193 ( 1 326 ) 131 ( 1 002 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) ( 982 ) 73 ( 909 ) Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores UTILIDAD ANTES DEL REI 1 925 8 892 5 593 39 753 32 562 88 726 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 925 8 892 5 593 39 753 32 562 88 726 Particip. Utilidad Trabajadores Impuesto a la Renta 458 2 149 1 611 13 364 9 893 27 474 UTILIDAD NETA 1 467 6 743 3 982 26 390 22 670 61 252



GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS TRANSMISORASAl 30 de Junio de 2012

124


Cuadro N° 7


Electro Puno

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

INGRESOS 30 390 52 114 14 232 1 059 256 149 736 55 646 107 111 114 020 6 165 39 852 153 594 183 692 130 496 59 344 2 339 274 375 1 011 241 154 532 1 864 3 599 998 Venta Energía Eléctrica al Público 30 390 13 058 13 500 986 596 142 464 49 546 95 553 109 999 6 153 38 554 146 586 168 736 122 861 57 888 2 339 249 804 983 918 154 532 1 813 3 374 289 Venta Energía Precios en Barra 4 771 4 771 Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 5 560 1 809 3 196 86 4 229 14 879 Otros Ingresos 39 056 732 67 100 2 501 6 100 9 749 4 020 12 1 297 7 008 11 760 7 635 1 371 20 343 27 323 51 206 059 GASTOS 35 094 48 935 13 437 870 296 142 048 45 761 90 706 99 242 5 606 39 446 126 701 158 110 114 835 49 593 1 829 236 983 784 652 130 802 1 530 2 995 608 Combustibles y Lubricantes 73 229 2 1 662 78 198 454 20 365 14 911 1 562 0 78 495 Suministros Diversos 385 81 401 26 953 5 546 1 483 3 059 2 772 2 121 1 197 3 533 7 882 3 671 1 685 150 5 048 4 043 3 860 128 73 997 Compra de Energía 38 294 7 795 636 906 24 518 27 987 46 985 67 471 1 647 26 434 63 736 109 064 70 530 32 753 986 143 989 611 302 83 584 1 010 1 994 990 Precios en Barra 30 425 7 795 615 105 20 448 27 987 26 434 63 477 30 210 986 143 989 611 302 83 584 1 010 1 662 752 Transferencia COES 67 471 1 010 87 063 59 103 214 648 Uso de Transmisión 7 869 21 801 4 069 1 144 637 258 6 477 153 211 42 619 A Terceros 45 842 15 524 11 273 2 332 74 971 Cargas de Personal 1 452 446 836 44 552 9 489 4 608 9 937 7 174 593 3 159 11 920 8 830 9 203 4 550 247 16 376 65 731 9 455 150 208 709 Servicios Prestados por Terceros 25 165 5 801 1 766 83 732 14 421 4 325 12 271 10 407 631 3 628 21 593 16 840 14 884 3 999 75 33 248 44 660 13 565 159 311 172 Tributos 81 1 970 156 12 286 1 826 1 003 1 459 1 551 459 926 2 023 2 202 1 701 769 26 3 505 12 899 2 155 20 47 020 Cargas Diversas de Gestión 939 904 254 5 602 1 983 583 1 498 1 834 11 917 4 282 2 562 4 371 1 202 38 5 194 7 291 7 091 39 46 597 Provisiones del Ejercicio 7 071 1 438 2 229 67 112 11 036 5 770 13 833 8 033 66 2 988 18 812 10 710 7 743 4 634 293 28 300 38 725 9 529 24 238 348 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 7 071 1 416 2 179 62 012 10 836 5 770 13 644 7 427 2 691 17 274 9 184 6 768 4 167 277 24 745 33 421 9 365 22 218 269 Compensación Tiempo Servicios 22 43 1 676 377 197 678 16 853 3 686 7 548 Cuentas de Cobranza Dudosa 4 3 424 2 189 153 100 367 999 262 126 431 803 164 2 7 027 Otras Provisiones 3 199 76 66 492 527 713 342 2 271 814 1 5 503 Otros 350 2 368 412 3 130 Gastos Cargados a Inversiones ( 6 848 ) ( 6 848 ) UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION ( 4 704 ) 3 179 795 188 960 7 688 9 885 16 405 14 777 559 405 26 892 25 582 15 660 9 751 510 37 392 226 589 23 730 334 604 390 OTROS INGRESOS Y EGRESOS 6 051 ( 676 ) 1 284 ( 19 299 ) 2 382 ( 70 ) ( 1 908 ) ( 2 263 ) ( 70 ) 935 ( 661 ) ( 864 ) ( 443 ) 744 34 769 ( 9 283 ) 2 148 1 ( 21 191 ) Ingresos Financieros 1 363 119 235 15 244 1 504 211 679 1 965 0 156 632 949 504 294 15 1 920 6 150 1 184 2 33 125 Gastos Financieros ( 112 ) ( 316 ) ( 140 ) ( 37 392 ) ( 1 239 ) ( 6 ) ( 4 484 ) ( 70 ) ( 7 ) ( 1 398 ) ( 1 869 ) ( 978 ) ( 99 ) ( 11 ) ( 1 271 ) ( 18 085 ) ( 573 ) ( 1 ) ( 68 050 ) Diferencia en Cambio 220 ( 8 ) 428 ( 39 ) ( 51 ) ( 9 ) 105 56 31 ( 16 ) 120 ( 442 ) 395 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 4 579 ( 480 ) 1 212 2 421 2 155 ( 276 ) ( 2 587 ) 308 795 564 30 2 193 1 537 0 12 453 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 15 ) 901 887 UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 1 346 2 503 2 079 169 661 10 070 9 814 14 497 12 515 489 1 340 26 231 24 718 15 217 10 495 544 38 161 217 306 25 878 335 583 199 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 346 2 503 2 079 169 661 10 070 9 814 14 497 12 515 489 1 340 26 231 24 718 15 217 10 495 544 38 161 217 306 25 878 335 583 199 Particip. Utilidad Trabajadores 543 27 570 Impuesto a la Renta 682 45 957 2 944 4 349 4 514 7 894 8 065 5 235 3 094 155 12 215 69 201 7 763 172 069 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 346 2 503 1 397 123 704 10 070 6 870 10 148 8 001 489 1 340 18 337 16 653 9 982 6 858 362 25 946 148 105 18 115 335 410 560



GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 30 de Junio de 2012

125


Cuadro N° 8

GRUPO DETALLE GEN TRAN DIST TOTAL SEIN SA TOTAL

A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1,81 1,15 0,91 1,30 1,30 1,33 1,30

2. Prueba Acida 1,57 1,05 0,79 1,13 1,14 0,81 1,13

3. Liquidez Inmediata 1,04 0,20 0,20 0,54 0,55 0,09 0,54

B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 4,45 1,18 3,53 3,63 3,65 3,09 3,63

POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 40 152,47 51 50 49 58 50

C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0,63 1,05 0,62 0,65 0,66 0,23 0,65

7. Cobertura de Interés 10,42 8,09 12,38 10,79 10,77 15,12 10,79

8. Cobertura de Activo Fijo 1,26 0,21 1,33 1,21 1,22 0,98 1,21

D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 19,69% 23,98% 43,21% 27,58% 27,16% 79,44% 27,58%

10. Servicio (%) 2,20% 1,42% 1,94% 2,12% 2,13% 1,19% 2,12%

11. Cobertura (%) 272,67% 144,97% 590,33% 310,59% 327,31% 39,56% 310,59%

E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 41,20% 51,86% 27,29% 34,40% 34,77% 17,56% 34,40%

13. Operacional(%) 35,89% 44,07% 16,79% 26,35% 26,81% 5,13% 26,35%

14. Neta (%) 24,13% 26,96% 11,40% 17,69% 17,93% 6,73% 17,69%

15. ROA (%) 10,39% 21,52% 9,34% 11,06% 11,25% 0,21% 11,06%

17. ROE (%) 15,34% 10,34% 14,74% 14,77% 15,09% 1,03% 14,77%

18. GIR sobre ventas (%) 45,94% 85,86% 22,90% 37,50% 38,05% 12,72% 37,50%

19. Gir sobre patrimonio (%) 23,07% 53,22% 21,79% 24,86% 25,31% 5,69% 24,86%

20. GIR sobre activo Fijo (%) 16,45% 30,25% 15,87% 20,55% 20,83% 5,84% 20,55%

21. GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 19,05% 47,16% 12,68% 18,09% 18,31% 5,57% 18,09%

21. De explotacion (%) 11,98% 8,06% 15,11% 13,84% 13,92% 9,73% 13,84%

F. GESTION OPERATIVA 22. Eficiencia 19,29% 8,07% 35,30% 25,82% 25,7% 30,8% 25,82%

23. Depreciacion sobre activo fijo (%) 2,29% 3,78% 2,27% 2,30% 2,3% 2,3% 2,30%

24. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 65,70% 68,64% 60,04% 63,7% 64,3% 30,0% 63,7%

25. Gasto de Personal sobre Activo fijo 1,02% 7,22% 2,17% 1,52% 1,5% 2,0% 1,52%

G. VALOR DE MERCADO 26. Precio / utilidad

27. Valor en libros 1,39 1,77 1,68 1,50 1,50 1,41 1,50

28. Valor de mercado sobre valor en libros

Fuente: Osinergmin. GIR 2117430,16 0,00 0,00

Elaborado por: Gestión & Energía VNR 27916751,75 0,00 27 916 752

Al 30 de Junio de 2012RATIOS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS

126



Descripción Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes

Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total

A. Liquidez

Razón Corriente 0,64 0,00 0,72 1,27 4,53 4,45 3,61 3,69 3,68 0,99 1,47 2,75 1,00 1,32 5,69 4,85 4,52 1,81 Prueba Acida 0,62 0,00 0,71 1,05 4,41 3,48 3,13 3,53 3,17 0,95 1,39 2,20 0,70 1,11 5,59 4,73 3,96 1,57 Liquidez Inmediata 0,02 0,00 0,54 0,63 3,58 2,05 1,86 2,77 2,08 0,48 0,91 1,64 0,31 0,53 4,71 0,96 2,62 1,04B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 3,15 5,89 6,48 5,31 3,85 2,85 4,81 4,27 3,26 3,10 3,71 5,21 4,89 1,91 4,57 3,81 4,49 4,45 Efectividad de Cobranza 57,23 30,54 27,79 33,91 46,78 63,21 37,44 42,17 55,17 58,04 48,56 34,52 36,83 94,06 39,35 47,24 40,12 40,49C. Solvencia

Endeudamiento patrimonial 0,79 0,00 0,89 0,69 0,81 0,15 0,04 0,72 0,09 0,70 0,17 1,39 2,35 0,41 0,27 0,59 0,17 0,63 Cobertura de Interés 2,92 0,00 9,64 13,64 52,39 2 583 079,53 0,00 2,63 22,71 5,71 2 179,75 13,96 5,02 18,29 320,68 11,88 -9,08 10,42 Cobertura del Activo Fijo 1,63 0,80 1,72 1,36 1,23 0,94 0,94 1,33 0,92 0,67 1,00 1,70 2,99 1,17 0,47 1,23 0,76 1,26D. Gestión de La deuda Estructura (%) 15,54% 0,00% 27,01% 19,84% 15,66% 25,02% 60,07% 12,87% 48,51% 14,38% 64,06% 12,35% 14,09% 41,98% 51,95% 11,11% 50,97% 19,69% Servicio (%) 4,33% 0,00% 2,77% 2,51% 0,50% 0,00% 0,00% 10,02% 4,06% 2,43% 0,03% 1,10% 1,32% 1,44% 0,24% 1,58% -11,31% 2,20% Cobertura (%) 99,95% 0,00% 88,79% 215,17% 0,00% 0,00% 0,00% 545,96% 0,00% 204,52% 19287,19% 307,23% 104,22% 93,01% 134,61% 235,37% 0,00% 272,67%E. Rentabilidad

Bruta (%) 39,94% 39,36% 61,36% 37,13% 53,61% 29,04% 41,00% 48,21% 26,65% 66,94% 54,86% 37,62% 15,39% 50,77% 44,87% 44,86% 39,06% 41,20% Operacional (%) 35,91% 28,80% 59,00% 33,74% 45,75% 23,13% 35,14% 37,56% 14,84% 54,36% 49,40% 33,80% 11,41% 45,21% 22,00% 38,00% 39,06% 35,89% Neta (%) 22,41% 29,49% 37,06% 22,40% 33,96% 17,62% 22,28% 25,63% 10,12% 34,62% 35,28% 21,14% 7,36% 29,84% 23,43% 31,57% 27,27% 24,13% ROA (%) anual 6,83% 0,14% 13,50% 11,20% 49,25% 3,76% 4,42% 7,23% 3,73% 7,37% 12,50% 12,28% 4,62% 8,05% 9,47% 9,44% 23,11% 10,39% ROE (%) anual 10,40% 0,55% 21,74% 16,90% 44,09% 4,70% 4,64% 14,19% 3,93% 11,73% 14,18% 27,95% 15,10% 11,09% 12,43% 9,52% 26,89% 15,34% GIR sobre ventas (%) 48,21% 32,91% 62,99% 49,73% 68,50% 40,96% 46,70% 40,83% 32,74% 63,26% 54,13% 40,86% 24,44% 41,95% 21,11% 60,09% 38,09% 45,94% GIR sobre patrimonio (%) 16,11% 5,56% 29,65% 27,40% 95,42% 9,20% 7,87% 21,56% 8,40% 15,97% 19,22% 36,28% 30,05% 15,80% 16,38% 22,45% 33,08% 23,07% GIR sobre Activo No Corriente (%) 9,41% 6,92% 17,23% 18,08% 77,27% 9,36% 8,24% 15,68% 9,07% 9,97% 19,03% 18,91% 9,96% 13,37% 34,88% 17,64% 42,27% 16,45% GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 14,34% 6,70% 7,04% 19,91% 143,93% 10,32% 13,88% 12,60% 9,94% 14,51% 17,35% 29,71% 21,91% 12,94% 20,81% 13,53% 33,09% 19,05% De explotación (%) 8,91% 11,57% 11,81% 12,69% 21,45% 7,44% 6,12% 14,16% 8,11% 17,91% 11,74% 14,08% 6,59% 12,05% 31,15% 17,38% 27,12% 11,98%F. Gestión del Activo Fijo

Eficiencia 11,26% 13,05% 14,72% 21,04% 29,92% 12,21% 8,37% 20,62% 14,98% 19,98% 15,97% 27,91% 17,39% 16,49% 73,22% 17,38% 47,01% 19,29% Depreciación sobre Activo Fijo 1,82% 3,31% 1,21% 3,03% 2,39% 2,54% 1,76% 2,19% 2,27% 2,46% 2,01% 1,86% 2,60% 1,40% 4,41% 2,42% 4,19% 2,29% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 9,00% 101,67% 30,05% 70,64% 50,45% 113,11% 57,65% 86,14% 109,87% 50,88% 130,27% 26,82% 13,06% 37,08% 116,17% 43,93% 82,39% 65,70% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 0,46% 1,71% 0,00% 1,00% 1,96% 0,80% 0,74% 2,10% 1,63% 1,90% 0,97% 0,94% 0,70% 1,26% 3,39% 2,65% 0,00% 1,02%G. Valor de Mercado Precio / utilidad

Valor en libros 1,00 0,33 1,13 1,18 2,69 1,06 1,20 1,66 0,87 1,36 1,38 6,57 2,35 1,11 1,11 1,27 1,31 1,39 Valor de mercado valor en libros


RATIOS DE EMPRESAS GENERADORAS


127




A. Liquidez

Razón Corriente 30,30 1,69 1,51 1,86 0,71 1,15

Prueba Acida 27,74 1,58 1,34 1,74 0,64 1,05

Liquidez Inmediata 20,43 1,22 0,68 0,17 0,10 0,20B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 1,95 4,26 5,43 0,79 4,45 1,18 Efectividad de Cobranza 92,29 42,28 33,16 228,65 40,48 152,47C. Solvencia

Endeudamiento patrimonial 0,09 0,77 1,91 1,24 1,10 1,05

Cobertura de Interés -7,31 9,66 2,94 6,73 20,89 8,09

Cobertura del Activo Fijo 0,95 0,00 2,69 0,06 0,00 0,21D. Gestión de La deuda Estructura (%) 5,06% 17,52% 7,50% 15,55% 35,26% 23,98%

Servicio (%) -9,94% 2,31% 9,56% 2,04% 0,28% 1,42%

Cobertura (%) 0,00% 163,18% 293,79% 139,48% 108,76% 144,97%E. Rentabilidad

Bruta (%) 15,29% 64,78% 64,25% 47,56% 64,69% 51,86% Operacional (%) 15,29% 64,78% 54,67% 37,39% 60,29% 44,07% Neta (%) 12,84% 44,02% 21,36% 19,27% 50,50% 26,96% ROA (%) 0,46% 15,11% 15,40% 6,54% 39,77% 21,52% ROE (%) 0,32% 23,69% 32,09% 10,56% 9,86% 10,34% GIR sobre ventas (%) 64,52% 85,04% 72,03% 63,74% 97,14% 85,86%

GIR sobre patrimonio (%) 8,24% 35,01% 59,86% 28,44% 88,52% 53,22%

GIR sobre Activo No Corriente (%) 8,65% 22,67% 22,25% 15,10% 48,63% 30,25%

GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 9,14% 13,19% 9,73% 37,90% 86,42% 47,16%

De explotación (Activo No Corriente) (%) 6,66% 13,31% 15,21% 11,83% 3,60% 8,06%F. Gestión del Activo Fijo

Eficiencia (Activo No Corriente) 6,69% 13,19% 14,56% 11,94% 3,59% 8,07% Depreciación sobre Activo Fijo 3,65% 13,60% 2,80% 7,37% 5,28% 3,78% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 70,55% 227,95% 62,11% 79,29% 88,23% 68,64% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 0,00% 23,36% 0,80% 60,71% 7,84% 7,22%G. Valor de Mercado Precio / utilidad

Valor en libros 0,90 1,24 1,31 9,24 1,27 1,77

Valor de mercado sobre valor en libros


RATIOS EMPRESAS TRANSMISORAS Al 30 de Junio de 2012

128




Electro Puno

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

A. Liquidez

Razón Corriente 8,41 1,40 1,94 0,70 1,33 3,52 1,31 0,95 8,50 3,92 0,83 0,76 0,58 1,65 2,48 0,64 0,90 1,20 2,85 0,91

Prueba Acida 8,26 1,02 1,83 0,65 0,81 2,75 1,17 0,87 4,94 2,38 0,67 0,68 0,51 1,26 1,81 0,58 0,80 0,93 2,36 0,79

Liquidez Inmediata 5,11 0,45 0,79 0,22 0,09 1,49 0,73 0,07 3,28 0,80 0,10 0,07 0,08 0,33 0,67 0,09 0,02 0,40 0,87 0,20B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 2,56 4,76 2,60 3,60 3,09 3,76 3,66 3,61 31,24 4,18 3,42 3,34 3,78 3,55 3,76 3,50 3,49 3,85 3,94 3,53

Efectividad de Cobranza 70,43 37,83 138,39 49,93 58,31 47,85 49,24 49,87 5,76 43,09 52,60 53,93 47,57 50,72 47,84 51,41 51,64 46,80 45,72 51,00

C. Solvencia

Endeudamiento patrimonial 0,08 0,91 0,26 1,71 0,23 0,14 0,17 0,48 0,05 0,05 0,33 0,51 0,47 0,20 0,14 0,35 0,94 0,28 0,32 0,62

Cobertura de Interés 21,18 14,60 21,56 6,85 15,12 2 564,76 0,00 5,09 8,87 479,58 32,69 19,42 23,92 145,99 74,93 51,70 14,67 58,05 285,30 12,38

Cobertura del Activo Fijo 0,84 1,37 1,03 2,22 0,98 0,91 0,99 1,15 0,61 0,85 1,16 1,24 1,26 0,99 0,91 1,22 1,60 0,88 0,41 1,33D. Gestión de La deuda Estructura (%) 29,09% 22,61% 34,50% 38,77% 79,44% 46,20% 76,90% 65,48% 100,00% 99,17% 56,45% 62,64% 69,17% 59,18% 65,20% 51,24% 29,15% 98,42% 100,00% 43,21%

Servicio (%) 0,35% 1,23% 2,31% 2,53% 1,19% 0,02% 0,00% 3,86% 38,46% 0,09% 1,05% 1,27% 0,95% 0,32% 1,26% 0,62% 1,95% 0,68% 0,40% 1,94%

Cobertura (%) 0,00% 524,57% 0,00% 0,00% 39,56% 0,00% 858,68% 81,74% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 328,48% 321,97% 1658,58% 711,37% 0,00% 78,73% 0,00% 590,33%E. Rentabilidad

Bruta (%) -5,34% 9,26% 21,36% 25,08% 17,56% 30,60% 29,49% 28,02% 19,60% 65,67% 35,60% 28,15% 29,33% 25,92% 33,47% 29,58% 28,49% 29,37% 33,72% 27,29% Operacional (%) -15,48% 6,10% 5,58% 17,84% 5,13% 17,76% 15,32% 12,96% 9,07% 1,02% 17,51% 13,93% 12,00% 16,43% 21,80% 13,63% 22,41% 15,36% 17,94% 16,79% Neta (%) 4,43% 4,80% 9,81% 11,68% 6,73% 12,35% 9,47% 7,02% 7,93% 3,36% 11,94% 9,07% 7,65% 11,56% 15,47% 9,46% 14,65% 11,72% 17,98% 11,40% ROA (%) -2,82% 8,98% 2,20% 12,79% 0,21% 5,07% 4,33% 6,39% -1,85% -0,21% 5,97% 7,06% 6,73% 7,89% 9,57% 4,30% 16,70% 10,73% 35,79% 9,34% ROE (%) -0,17% 14,79% 4,86% 30,40% 1,03% 4,78% 5,26% 7,98% 0,07% 1,21% 8,64% 12,06% 11,11% 10,87% 12,67% 6,74% 30,76% 15,03% 43,32% 14,74% GIR sobre ventas (%) 2,73% 8,92% 20,88% 24,38% 8,35% 23,41% 27,26% 18,17% 2,59% 7,21% 29,30% 16,76% 16,73% 20,44% 24,58% 21,40% 27,39% 20,35% 15,09% 22,90%

GIR sobre patrimonio (%) 0,38% 25,79% 9,37% 47,61% 4,91% 9,98% 10,86% 16,47% 7,94% 3,66% 13,94% 17,03% 16,08% 15,26% 20,37% 12,16% 37,95% 20,40% 53,27% 21,79%

GIR sobre Activo No Corriente (%) 0,43% 15,89% 8,62% 21,21% 4,97% 10,94% 10,87% 13,94% 13,06% 4,28% 11,86% 13,45% 12,53% 15,19% 22,33% 9,82% 22,43% 21,51% 130,59% 15,87%

GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 33,73% 10,86% 14,03% 4,91% 8,40% 10,86% 12,53% 1,55% 4,85% 11,52% 11,20% 12,69% 11,12% 16,24% 11,12% 14,24% 12,36% 14,00% 12,68%

De explotación (%) 8,67% 34,95% 9,09% 17,34% 9,73% 11,31% 10,42% 15,82% 109,02% 9,03% 11,62% 16,05% 16,91% 16,43% 21,82% 11,30% 17,82% 24,83% 180,84% 15,11%F. Gestión del Activo Fijo

Eficiencia 8,78% 33,22% 20,32% 43,51% 30,83% 21,41% 18,31% 39,74% 289,20% 28,95% 19,84% 41,36% 37,15% 38,25% 42,90% 23,07% 44,29% 58,57% 451,16% 35,30%

Depreciación sobre Activo Fijo 2,04% 3,60% 3,28% 2,72% 2,27% 2,49% 2,57% 2,68% 0,00% 2,02% 2,34% 2,21% 2,05% 2,75% 5,09% 2,25% 1,50% 3,55% 5,42% 2,27% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 40,26% 30,37% 98,82% 56,26% 30,05% 76,28% 59,55% 64,90% 75,01% 56,21% 79,00% 55,70% 63,54% 90,98% 104,91% 66,61% 49,94% 139,50% 48,45% 60,04% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 0,42% 1,14% 1,26% 1,95% 1,99% 1,99% 1,87% 2,59% 27,89% 2,37% 1,61% 2,12% 2,78% 3,00% 4,54% 1,49% 2,96% 3,58% 37,41% 2,17%G. Valor de Mercado Precio / utilidad

Valor en libros 4,67 1,45 1,74 1,61 1,41 1,97 1,58 1,12 18,27 1,12 1,16 1,60 1,14 1,18 6,35 1,33 4,20 1,46 2,83 1,68

Valor de mercado sobre valor en libros


RATIOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 30 de Junio de 2012

129


Cuadro N° 9

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

SISTEMAS AISLADOS

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 611 775 5 275 617 049 617 049 606. SUMINISTROS DIVERSOS 26 732 31 66 330 93 094 93 094 607. COMPRA DE ENERGIA 574 675 1 372 1 972 840 2 548 887 2 548 887 607.01. Compra COES 199 580 46 1 807 773 2 007 399 2 007 399 607.02. Compra Otros 82 616 1 326 115 728 199 670 199 670 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 292 761 49 339 342 100 342 100 62. CARGAS DE PERSONAL 165 447 24 035 197 757 387 239 387 239 621. Sueldos 77 324 12 163 107 688 197 175 197 175 622. Salarios 1 175 ( 1 ) 4 213 5 387 5 387 623. Comisiones 107 107 107 624. Remuneraciones en Especie 124 229 353 353 625. Otras Remuneraciones 34 947 4 828 46 387 86 162 86 162 626. Vacaciones 4 812 882 7 826 13 520 13 520 627. Seguridad y Provisión Social 12 663 1 318 15 069 29 050 29 050 628. Remuneraciones del Directorio 416 80 1 414 1 910 1 910 629. Otras Cargas del Personal 33 986 4 765 14 824 53 575 53 575 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 123 713 25 571 296 120 445 404 445 404 631. Correos y Telecomunicaciones 6 561 1 888 6 785 15 233 15 233 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 14 932 1 536 16 453 32 921 32 921 633. Servicios Encargados a Terceros 18 044 1 861 61 954 81 860 81 860 634. Mant. y Reparación de Activos 41 075 12 905 57 411 111 391 111 391 635. Alquileres 7 088 687 8 336 16 111 16 111 636. Electricidad y Agua 3 219 1 723 3 825 8 768 8 768 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 1 214 234 5 767 7 214 7 214 638. Servicios de Personal 9 877 117 92 106 102 099 102 099 639. Otros Servicios 21 702 4 621 43 483 69 806 69 806 64. TRIBUTOS 57 525 3 360 44 944 105 829 105 829 641. Impuesto a las Ventas 201 125 115 441 441 643. Canones 14 450 208 242 14 899 14 899 644. Derechos Aduaneros 296 296 296 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 70 15 85 85 646. Tributos a Gobiernos Locales 7 346 437 3 999 11 782 11 782 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 1 141 493 1 346 2 980 2 980 648. Aportes D. Ley 25844 22 830 245 33 392 56 467 56 467 648.01. Cuota Gastos CTE 9 873 116 13 648 23 637 23 637 648.02. Cuota Gastos DGE 8 614 63 11 013 19 690 19 690 648.03. Cuota Gastos COES 4 342 66 8 731 13 139 13 139 649. Otros 11 487 1 852 5 540 18 879 18 879 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 73 965 8 693 45 270 127 928 127 928 651. Seguros 37 133 3 439 15 185 55 757 55 757 652. Regalías 3 350 1 369 4 719 4 719 653. Cotizaciones 2 959 490 3 449 3 449 654. Donaciones 4 951 851 5 801 5 801 655. Gastos Sindicales 44 44 44 656. Viáticos y Gastos de Viaje 660 1 001 660 2 321 2 321 659. Otros 24 912 2 884 28 040 55 836 55 836 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 380 117 64 014 220 646 664 777 664 777 681. Depreciación 370 563 12 568 208 089 591 220 591 220 684. Cobranza Dudosa 413 7 025 7 438 7 438 686. Compensación Tiempo de Servicios 4 315 43 7 352 11 711 11 711 689. Otras Provisiones 4 826 51 403 ( 1 820 ) 54 409 54 409 TOTAL COSTO DEL SERVICIO 2 013 949 127 075 2 849 183 4 990 207 4 990 207 670. CARGAS FINANCIERAS 169 312 22 880 61 596 253 788 253 788 671. Intereses y Gastos de Préstamo 34 365 7 974 8 877 51 216 51 216 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 521 521 521 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 46 050 12 461 44 224 102 735 102 735 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 675. Descuento de Pronto Pago 193 1 466 1 659 1 659 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 78 298 3 585 81 883 81 883 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 10 407 978 4 390 15 775 15 775 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 2 183 262 149 955 2 910 779 5 243 995 5 243 995


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL POR TIPO DE EMPRESA Y SISTEMASAl 30 de Junio de 2012


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DescripciónCelepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro

AndesElectroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sindicato de

EnergíaTermoselva Total

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 25 161 957 13 624 28 529 7 47 118 4 599 707 205 024 140 094 873 9 217 611 775 606. SUMINISTROS DIVERSOS 282 284 83 8 476 147 1 160 932 1 637 387 ( 13 ) 3 046 7 365 1 976 663 273 33 26 732 607. COMPRA DE ENERGIA 16 621 104 757 9 155 10 804 13 181 27 927 6 370 13 515 122 445 114 593 65 216 16 137 17 038 36 917 574 675 607.01. Compra COES 5 617 41 239 2 686 4 026 1 510 27 927 3 875 3 514 32 138 23 324 8 235 8 573 36 917 199 580 607.02. Compra Otros 282 1 491 15 534 11 672 53 392 244 82 616 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 9 513 47 983 6 469 6 778 2 495 10 001 90 308 61 201 41 648 7 902 8 465 292 761 62. CARGAS DE PERSONAL 4 829 517 32 650 5 299 6 444 4 619 24 872 2 701 12 430 28 915 22 004 11 041 5 000 1 668 2 460 ( 3 ) 165 447 621. Sueldos 3 673 235 9 794 4 427 2 001 1 930 15 843 1 552 8 406 6 981 10 397 7 930 2 101 877 1 177 77 324 622. Salarios 134 3 735 306 ( 3 ) 1 175 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 124 124 625. Otras Remuneraciones 157 47 18 836 1 893 1 964 66 367 188 2 876 5 913 1 367 636 199 437 34 947 626. Vacaciones 321 29 1 426 426 102 631 710 148 590 190 122 117 4 812 627. Seguridad y Provisión Social 417 54 1 719 367 762 319 1 393 195 1 335 2 118 2 672 582 460 132 139 12 663 628. Remuneraciones del Directorio 53 51 33 119 58 66 36 416 629. Otras Cargas del Personal 261 18 871 505 575 355 7 445 451 1 870 16 112 2 816 572 1 548 31 555 33 986 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 10 856 782 3 539 23 316 4 504 3 828 2 094 14 915 1 777 7 791 9 096 18 510 10 148 3 250 982 4 230 4 096 123 713 631. Correos y Telecomunicaciones 497 2 611 129 129 99 1 040 150 1 629 252 928 770 161 63 99 6 561 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 643 46 190 1 395 165 641 398 3 048 279 2 766 1 664 1 658 834 536 62 446 163 14 932 633. Servicios Encargados a Terceros 8 360 257 1 458 882 2 393 9 625 136 3 925 18 044 634. Mant. y Reparación de Activos 83 312 2 868 14 643 2 082 1 097 486 3 256 499 ( 33 ) 3 308 4 154 6 772 1 436 110 1 41 075 635. Alquileres 753 27 1 114 367 64 54 1 461 24 941 239 1 145 789 18 62 28 7 088 636. Electricidad y Agua 18 0 490 62 17 35 904 117 850 293 147 194 65 25 3 3 219 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publicas 0 2 172 48 22 17 325 5 156 67 255 48 13 13 71 1 214 638. Servicios de Personal 294 384 3 576 994 149 1 385 591 1 221 52 66 666 172 225 103 9 877 639. Otros Servicios 503 101 95 1 058 657 252 123 1 102 103 261 3 222 10 157 74 224 284 3 481 6 21 702 64. TRIBUTOS 3 275 59 2 047 12 617 1 266 2 558 811 5 305 493 3 186 11 041 7 295 3 767 1 723 764 219 1 099 57 525 641. Impuesto a las Ventas 59 11 0 1 2 19 87 1 22 201 643. Canones 586 671 1 806 726 353 4 050 55 1 056 3 443 560 66 1 077 14 450 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 70 70 646. Tributos a Gobiernos Locales 1 346 248 1 478 9 553 44 112 564 1 462 941 6 576 7 7 346 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 46 840 43 8 176 29 1 141 648. Aportes D. Ley 25844 1 138 1 081 8 484 1 187 1 220 379 310 5 959 1 975 708 247 143 22 830 648.01. Cuota Gastos CTE 294 548 4 344 645 246 161 2 985 362 160 128 9 873 648.02. Cuota Gastos DGE 546 295 2 339 1 004 347 133 87 1 607 1 975 195 86 8 614 648.03. Cuota Gastos COES 298 238 1 800 183 228 63 1 367 151 15 4 342 649. Otros 146 59 1 10 5 35 1 256 14 1 557 3 771 3 608 438 518 70 11 487 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 8 669 39 5 323 12 481 3 452 3 043 1 354 3 528 970 5 544 4 877 11 762 5 816 2 684 388 810 3 225 73 965 651. Seguros 1 478 14 512 7 643 3 063 2 454 1 160 1 668 789 1 867 3 951 7 322 1 793 2 514 296 259 348 37 133 652. Regalías 3 350 3 350 653. Cotizaciones 72 5 28 160 211 2 146 2 191 72 14 39 16 2 959 654. Donaciones 3 065 158 312 164 783 186 7 275 4 951 655. Gastos Sindicales 656. Viáticos y Gastos de Viaje 11 240 109 154 122 10 13 1 660 659. Otros 765 25 4 653 4 214 383 452 33 1 494 179 3 531 639 1 466 3 766 148 42 247 2 875 24 912 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 18 524 1 000 7 017 99 356 6 479 20 720 11 029 27 503 3 793 17 073 60 820 47 526 41 225 5 603 2 320 2 278 7 850 380 117 681. Depreciación 18 229 998 6 952 98 295 6 479 20 382 11 029 25 981 3 758 16 035 59 999 43 456 41 225 5 556 2 168 2 243 7 776 370 563 684. Cobranza Dudosa 302 37 74 413 686. Compensación Tiempo de Servicios 295 957 749 820 1 335 125 35 4 315 689. Otras Provisiones 2 65 104 339 1 221 35 252 1 2 736 46 26 4 826 TOTAL COSTO DEL SERVICIO 46 436 2 706 34 630 455 609 43 927 77 086 34 027 152 804 21 091 59 525 240 948 434 079 279 283 35 932 32 649 9 998 53 217 2 013 949 670. CARGAS FINANCIERAS 32 593 5 899 24 414 9 407 1 176 669 329 16 438 75 516 2 089 75 707 169 312 671. Intereses y Gastos de Préstamo 21 286 1 907 3 976 831 3 423 468 1 927 547 34 365 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 3 199 12 426 0 14 15 626 14 785 46 050 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontado 675. Descuento de Pronto Pago 193 193 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 10 987 113 8 576 1 176 669 122 ( 3 810 ) 60 264 162 39 78 298 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 320 793 7 899 1 200 36 160 10 407 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 79 028 2 706 40 529 480 023 53 333 78 262 34 696 152 804 21 420 59 525 240 948 450 517 354 800 38 022 32 724 10 706 53 217 2 183 262


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS GENERADORAS


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602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 606. SUMINISTROS DIVERSOS 31 31 607. COMPRA DE ENERGIA 46 1 326 1 372 607.01. Compra COES 46 46 607.02. Compra Otros 1 326 1 326 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 62. CARGAS DE PERSONAL ( 1 ) 61 983 22 865 127 24 035 621. Sueldos 25 843 11 265 29 12 163 622. Salarios ( 1 ) ( 1 ) 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 625. Otras Remuneraciones 4 823 5 4 828 626. Vacaciones 5 874 2 882 627. Seguridad y Provisión Social 139 1 179 1 318 628. Remuneraciones del Directorio 80 80 629. Otras Cargas del Personal 30 4 725 10 4 765 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 1 958 1 964 2 301 14 712 4 636 25 571 631. Correos y Telecomunicaciones 0 234 1 652 1 1 888 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 71 298 855 310 1 536 633. Servicios Encargados a Terceros 1 776 86 1 861 634. Mant. y Reparación de Activos 88 1 872 1 090 6 190 3 665 12 905 635. Alquileres 687 687 636. Electricidad y Agua 24 30 1 669 1 723 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publicas 3 100 126 6 234 638. Servicios de Personal 117 117 639. Otros Servicios 22 65 346 3 534 654 4 621 64. TRIBUTOS 186 165 290 2 038 681 3 360 641. Impuesto a las Ventas 11 1 107 6 125 643. Canones 175 33 208 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 646. Tributos a Gobiernos Locales 437 437 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 493 493 648. Aportes D. Ley 25844 245 245 648.01. Cuota Gastos CTE 116 116 648.02. Cuota Gastos DGE 63 63 648.03. Cuota Gastos COES 66 66 649. Otros 165 45 1 494 149 1 852 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 1 249 291 1 372 4 616 1 166 8 693 651. Seguros 76 176 371 1 927 888 3 439 652. Regalías 1 369 1 369 653. Cotizaciones 654. Donaciones 655. Gastos Sindicales 656. Viáticos y Gastos de Viaje 1 1 001 1 001 659. Otros 1 172 114 1 319 278 2 884 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 6 240 2 915 3 475 40 165 11 219 64 014 681. Depreciación 6 240 35 3 431 2 776 86 12 568 684. Cobranza Dudosa 686. Compensación Tiempo de Servicios 43 43 689. Otras Provisiones 2 880 37 389 11 134 51 403 TOTAL COSTO DEL SERVICIO 9 677 5 396 8 451 85 722 17 829 127 075 670. CARGAS FINANCIERAS 1 329 4 826 14 891 1 833 22 880 671. Intereses y Gastos de Préstamo 1 089 4 669 709 1 507 7 974 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 12 461 12 461 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontado 675. Descuento de Pronto Pago 141 1 326 1 466 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 240 16 396 326 978 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 9 677 6 726 13 277 100 613 19 662 149 955


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINOEMPRESAS TRANSMISORAS


132



DescripciónAdinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electro

OrienteElectro Puno Electro Sur

EsteElectro Sur

MedioElectro Tocache Electro

UcayaliElectrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 1 662 78 198 454 20 365 14 911 1 573 0 5 275 606. SUMINISTROS DIVERSOS 385 81 401 26 953 1 485 3 059 2 772 9 1 197 3 533 7 882 3 671 1 685 150 5 048 4 043 3 849 128 66 330 607. COMPRA DE ENERGIA 38 294 7 795 636 906 27 987 46 985 67 471 1 647 26 434 63 736 109 064 72 897 32 753 986 143 989 611 302 83 584 1 010 1 972 840 607.01. Compra COES 30 7 795 615 105 27 987 65 204 1 010 26 434 52 527 87 063 59 103 30 210 140 479 611 243 83 584 1 807 773 607.02. Compra Otros 30 396 45 842 2 268 5 278 15 524 11 273 2 332 986 820 1 010 115 728 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 7 869 21 801 1 144 637 5 931 6 477 2 521 211 2 690 59 49 339 62. CARGAS DE PERSONAL 1 452 446 836 44 552 4 608 9 937 7 174 297 3 355 11 920 8 830 9 203 4 550 247 16 376 65 731 8 093 150 197 757 621. Sueldos 838 351 371 30 007 2 780 5 119 3 452 170 1 919 7 814 5 254 4 805 2 819 183 10 196 27 488 4 026 96 107 688 622. Salarios 3 340 874 4 213 623. Comisiones 107 107 624. Remuneraciones en Especie 42 29 41 25 46 45 229 625. Otras Remuneraciones 266 9 285 10 772 1 234 507 1 664 75 1 036 1 299 42 616 709 27 761 25 372 1 698 16 46 387 626. Vacaciones 103 43 198 321 13 148 521 179 1 375 4 919 6 7 826 627. Seguridad y Provisión Social 147 39 49 2 836 261 584 430 210 1 130 648 869 391 20 1 436 4 742 1 273 4 15 069 628. Remuneraciones del Directorio 57 0 937 36 50 53 11 42 38 9 77 0 75 27 1 414 629. Otras Cargas del Personal 42 5 88 268 138 1 212 27 1 677 1 880 2 391 368 9 2 532 3 211 977 14 824 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 25 165 5 801 1 766 83 732 4 325 12 271 10 407 292 3 628 21 282 16 840 14 884 3 999 75 33 248 44 660 13 584 159 296 120 631. Correos y Telecomunicaciones 151 171 32 1 260 109 695 387 120 227 384 408 195 11 1 321 521 769 26 6 785 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 510 527 219 3 175 611 880 1 408 150 246 925 936 479 295 10 1 431 3 000 1 637 14 16 453 633. Servicios Encargados a Terceros 23 928 140 559 2 293 3 277 3 999 142 10 060 1 624 4 514 5 561 5 856 61 954 634. Mant. y Reparación de Activos 183 3 238 290 25 459 104 3 420 2 151 152 2 483 2 717 2 646 1 612 16 9 287 3 619 35 57 411 635. Alquileres 47 23 1 726 17 83 279 14 816 694 858 10 8 2 007 1 653 94 7 8 336 636. Electricidad y Agua 53 66 36 111 112 59 26 489 376 271 190 19 1 845 1 137 32 3 3 825 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publicas 8 1 069 27 2 692 94 138 124 75 148 162 84 69 20 311 578 163 5 5 767 638. Servicios de Personal 582 1 006 16 059 955 3 092 1 182 2 506 16 148 11 579 20 619 18 011 298 69 92 106 639. Otros Servicios 286 126 16 32 692 31 629 852 26 159 97 160 175 9 2 200 4 912 1 115 0 43 483 64. TRIBUTOS 81 1 970 156 12 286 1 003 1 459 1 551 209 926 2 023 2 202 1 701 769 26 3 505 12 899 2 155 20 44 944 641. Impuesto a las Ventas 7 11 3 58 31 2 2 115 643. Canones 18 4 41 85 54 23 17 1 242 644. Derechos Aduaneros 296 296 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 15 15 646. Tributos a Gobiernos Locales 16 7 865 992 174 79 0 86 294 152 36 2 277 1 018 3 999 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 1 250 10 1 85 1 346 648. Aportes D. Ley 25844 300 148 10 162 1 256 1 442 40 426 1 394 1 790 1 477 697 8 2 647 11 585 20 33 392 648.01. Cuota Gastos CTE 257 736 808 277 906 1 163 843 389 1 720 6 548 13 648 648.02. Cuota Gastos DGE 43 148 3 557 397 435 40 149 488 626 454 209 8 926 3 526 7 11 013 648.03. Cuota Gastos COES 6 606 123 199 181 99 1 511 13 8 731 649. Otros 81 1 647 2 8 11 18 169 410 236 1 12 15 496 279 2 154 0 5 540 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 939 904 254 5 602 583 1 498 1 834 7 917 4 942 2 562 4 371 1 202 38 5 194 7 291 7 091 39 45 270 651. Seguros 810 3 107 659 487 766 870 329 1 346 823 604 476 2 1 951 5 238 715 15 185 652. Regalías 653. Cotizaciones 7 5 2 159 2 13 47 8 7 13 1 14 2 184 26 1 490 654. Donaciones 555 212 1 83 851 655. Gastos Sindicales 3 32 9 44 656. Viáticos y Gastos de Viaje 5 115 311 0 19 209 660 659. Otros 123 897 139 4 230 94 719 586 7 580 3 279 1 694 3 766 712 14 3 243 1 577 6 341 38 28 040 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 7 071 1 438 2 229 60 264 5 770 13 833 8 033 33 2 791 18 812 10 710 7 743 4 634 293 28 712 38 725 9 529 24 220 646 681. Depreciación 7 060 1 416 2 179 62 012 5 770 13 644 7 427 33 2 691 17 274 9 184 6 768 4 167 277 25 228 33 572 9 365 22 208 089 684. Cobranza Dudosa 4 3 424 189 153 100 367 999 262 126 431 803 164 2 7 025 686. Compensación Tiempo de Servicios 22 43 1 676 377 678 16 853 3 686 7 352 689. Otras Provisiones 10 3 ( 6 848 ) 76 492 527 713 342 2 200 663 1 ( 1 820 ) TOTAL COSTO DEL SERVICIO 35 094 48 935 13 437 870 296 45 761 90 706 99 242 2 571 39 446 126 701 158 110 114 835 49 593 1 829 236 983 784 652 129 459 1 530 2 849 183 670. CARGAS FINANCIERAS 112 316 158 38 904 6 2 298 43 16 115 11 19 064 554 61 596 671. Intereses y Gastos de Préstamo 42 140 4 001 910 3 784 8 877 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 521 521 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 270 28 729 265 7 99 14 300 554 44 224 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontado 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 18 1 513 6 1 043 9 16 979 0 3 585 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 112 4 4 140 80 43 11 4 390 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 35 205 49 252 13 595 909 200 45 767 90 706 101 540 2 614 39 463 126 701 158 110 114 835 49 708 1 840 236 983 803 716 130 013 1 530 2 910 779



COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 30 de Junio de 2012

133


Cuadro Nº 10

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SEIN SA TOTAL

VARIACION - ACT. DE OPERACION 1 120 467 71 853 663 780 1 856 100 1 852 424 3 676 1 856 100 Utilidad Neta 769 012 61 252 410 560 1 240 824 1 230 753 10 070 1 240 824 Ajustes al Resultado Neto 504 779 51 199 207 197 763 174 752 338 10 836 763 174 Depreciación del periodo 372 691 39 469 213 075 625 235 614 399 10 836 625 235 Beneficios Sociales 1 974 2 070 4 044 4 044 4 044 Otras Provisiones 37 002 2 676 2 077 41 756 41 756 41 756 Impuestos Diferidos 96 344 9 054 ( 11 356 ) 94 042 94 042 94 042 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo ( 3 233 ) 1 331 ( 1 903 ) ( 1 903 ) ( 1 903 ) Más (Menos) ( 153 324 ) ( 40 598 ) 46 023 ( 147 898 ) ( 130 668 ) ( 17 230 ) ( 147 898 ) Cuentas por Cobrar Comerciales 65 875 ( 4 904 ) ( 37 664 ) 23 308 30 218 ( 6 911 ) 23 308 Cuentas por Cobrar Diversas ( 31 433 ) ( 50 002 ) ( 1 239 ) ( 82 675 ) ( 88 526 ) 5 851 ( 82 675 ) Gastos Pagados por Anticipado ( 54 777 ) ( 17 984 ) ( 2 471 ) ( 75 232 ) ( 76 737 ) 1 505 ( 75 232 ) Existencias 1 793 272 216 2 280 ( 8 359 ) 10 640 2 280 Tributos ( 70 102 ) ( 39 ) ( 11 344 ) ( 81 485 ) ( 81 485 ) ( 81 485 ) Cuentas por Pagar ( 30 625 ) ( 17 155 ) 3 368 ( 44 412 ) ( 4 458 ) ( 39 955 ) ( 44 412 ) Cuentas por Pagar Diversas ( 65 417 ) 44 216 65 529 44 329 57 018 ( 12 690 ) 44 329 Reservas Beneficios Sociales ( 2 237 ) 1 ( 441 ) ( 2 677 ) ( 2 677 ) ( 2 677 ) Cargas Diferidas ( 155 ) ( 122 ) ( 277 ) ( 277 ) ( 277 ) Otros 33 754 5 121 30 069 68 945 44 615 24 330 68 945 VARIACION - ACT. DE INVERSION ( 361 434 ) ( 327 114 ) ( 357 219 ) (1 045 768 ) (1 041 311 ) ( 4 457 ) (1 045 768 ) Activo Fijo ( 391 173 ) ( 585 ) ( 332 478 ) ( 724 236 ) ( 719 975 ) ( 4 260 ) ( 724 236 ) Valores ( 10 ) ( 10 ) ( 10 ) ( 10 ) Inversiones Intangibles ( 2 908 ) ( 307 333 ) ( 2 422 ) ( 312 663 ) ( 312 466 ) ( 197 ) ( 312 663 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable ( 416 ) ( 416 ) ( 416 ) ( 416 ) Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos ( 1 750 ) ( 26 554 ) ( 28 304 ) ( 28 304 ) ( 28 304 ) Préstamos a Terceros ( 152 ) ( 152 ) ( 152 ) ( 152 ) Otros 34 406 ( 19 196 ) 4 802 20 012 20 012 20 012 VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO ( 59 284 ) 233 099 ( 199 418 ) ( 25 603 ) ( 14 330 ) ( 11 273 ) ( 25 603 ) Emisión de Acciones 400 950 8 237 409 187 409 187 409 187 Emisión de Valores ( 24 723 ) 125 210 100 487 100 487 100 487 Préstamos Bancarios ( 196 793 ) 265 634 35 626 104 467 60 570 43 897 104 467 Préstamos de Accionistas 5 702 ( 1 935 ) 3 766 3 766 3 766 Dividendos ( 219 802 ) ( 16 947 ) ( 246 602 ) ( 483 350 ) ( 483 350 ) ( 483 350 ) Transferencias M.E.M 1 119 1 119 1 119 1 119 Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables 3 343 3 343 3 343 3 343 Transferencia Filiales Otros ( 24 618 ) ( 15 588 ) ( 124 417 ) ( 164 623 ) ( 109 453 ) ( 55 170 ) ( 164 623 ) VARIACION DEL EFECTIVO 699 748 ( 22 163 ) 107 143 784 729 796 783 ( 12 055 ) 784 729 SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 938 967 101 677 281 469 1 322 113 1 302 309 19 804 1 322 113 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 1 638 715 79 515 388 612 2 106 842 2 099 093 7 749 2 106 842


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR TIPO DE EMPRESAAl 30 de Junio de 2012


134



CONCEPTO Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 51 526 1 990 42 116 177 766 47 361 37 446 27 338 130 403 6 314 43 113 223 071 211 272 61 914 30 419 5 188 1 197 22 033 1 120 467 Utilidad Neta 27 508 1 121 31 302 154 061 27 502 17 666 11 689 62 716 2 506 45 154 167 993 138 578 22 929 19 572 9 809 5 091 23 815 769 012 Ajustes al Resultado Neto 19 286 1 000 13 348 111 155 18 618 20 720 11 102 18 975 3 943 19 532 60 820 138 152 52 311 6 904 2 184 2 243 4 486 504 779 Depreciación del periodo 19 286 998 7 017 98 609 6 479 20 720 11 029 26 495 3 758 16 287 59 999 43 456 44 088 5 556 2 184 2 243 4 486 372 691

Beneficios Sociales 253 150 749 820 3 1 974 Otras Provisiones 2 4 833 11 322 ( 180 ) ( 7 520 ) 35 4 227 1 22 949 ( 14 ) 1 348 37 002 Impuestos Diferidos 1 499 1 224 12 139 ( 1 732 ) 71 746 11 468 96 344 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo ( 3 233 ) ( 3 233 ) Más (Menos) 4 732 ( 131 ) ( 2 534 ) ( 87 449 ) 1 241 ( 940 ) 4 548 48 712 ( 135 ) ( 21 573 ) ( 5 742 ) ( 65 458 ) ( 13 325 ) 3 942 ( 6 805 ) ( 6 137 ) ( 6 269 ) ( 153 324 ) Cuentas por Cobrar Comerciales 5 767 ( 125 ) ( 726 ) 1 536 22 211 ( 1 547 ) 752 504 2 565 ( 7 743 ) 35 278 10 008 3 979 3 055 ( 1 903 ) ( 2 447 ) ( 5 289 ) 65 875 Cuentas por Cobrar Diversas 1 472 ( 6 ) ( 27 ) ( 1 499 ) 47 ( 3 905 ) ( 96 ) 8 385 ( 2 757 ) 131 1 867 ( 13 481 ) ( 7 181 ) ( 4 793 ) ( 5 883 ) ( 3 708 ) ( 31 433 ) Gastos Pagados por Anticipado 55 5 757 2 999 1 563 1 280 ( 1 804 ) 640 ( 2 616 ) ( 16 428 ) ( 73 461 ) 15 336 2 551 282 1 919 7 152 ( 54 777 ) Existencias ( 277 ) ( 3 308 ) ( 1 067 ) 909 75 439 ( 679 ) 171 3 416 8 394 ( 6 748 ) 633 ( 166 ) 1 793 Tributos 895 ( 2 272 ) ( 47 358 ) ( 4 578 ) 3 177 5 556 ( 180 ) ( 6 715 ) ( 15 650 ) ( 3 244 ) 266 ( 70 102 ) Cuentas por Pagar ( 4 000 ) 283 ( 1 290 ) ( 3 118 ) ( 4 486 ) ( 1 561 ) 320 ( 6 124 ) 988 ( 4 821 ) ( 3 857 ) ( 4 117 ) 3 203 8 ( 2 051 ) ( 30 625 ) Cuentas por Pagar Diversas 1 184 791 ( 41 377 ) ( 3 015 ) 3 341 ( 1 458 ) ( 45 ) 2 749 ( 28 183 ) ( 7 588 ) 1 392 9 001 ( 19 ) ( 2 188 ) ( 65 417 ) Reservas Beneficios Sociales ( 1 426 ) ( 812 ) ( 2 237 ) Cargas Diferidas ( 155 ) ( 155 ) Otros ( 155 ) ( 637 ) 89 ( 12 238 ) 9 41 188 143 5 704 ( 165 ) ( 184 ) 33 754 VARIACION - ACT. DE INVERSION 435 ( 2 ) ( 207 ) ( 10 240 ) ( 12 245 ) ( 3 442 ) ( 12 244 ) 2 468 ( 176 ) ( 1 836 ) ( 9 035 ) ( 205 579 ) ( 109 193 ) ( 799 ) ( 89 ) 604 146 ( 361 434 ) Activo Fijo 493 ( 2 ) ( 207 ) ( 39 471 ) ( 12 199 ) ( 1 039 ) ( 12 244 ) ( 469 ) ( 96 ) ( 3 560 ) ( 8 432 ) ( 205 579 ) ( 107 680 ) ( 747 ) ( 89 ) 146 ( 391 173 ) Valores ( 10 ) ( 10 ) Inversiones Intangibles ( 46 ) ( 102 ) ( 563 ) ( 80 ) ( 603 ) ( 1 514 ) ( 2 908 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos ( 2 302 ) ( 52 ) 604 ( 1 750 ) Préstamos a Terceros Otros ( 48 ) 29 231 3 500 1 723 34 406 VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO ( 55 747 ) ( 41 240 ) ( 86 416 ) ( 63 691 ) ( 21 958 ) ( 15 895 ) ( 26 701 ) ( 23 536 ) ( 77 281 ) 322 955 56 310 ( 16 037 ) ( 119 ) ( 9 930 ) ( 59 284 ) Emisión de Acciones 400 950 400 950 Emisión de Valores ( 15 657 ) ( 9 066 ) ( 24 723 ) Préstamos Bancarios ( 55 747 ) ( 5 140 ) ( 70 204 ) ( 63 691 ) ( 21 864 ) ( 45 047 ) 65 376 ( 475 ) ( 196 793 ) Préstamos de Accionistas 5 702 5 702 Dividendos ( 35 726 ) ( 14 138 ) ( 21 958 ) ( 15 895 ) ( 77 281 ) ( 32 947 ) ( 21 738 ) ( 119 ) ( 219 802 ) Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables Transferencia Filiales Otros ( 374 ) ( 2 074 ) ( 11 044 ) ( 1 672 ) ( 9 454 ) ( 24 618 ) VARIACION DEL EFECTIVO ( 3 786 ) 1 988 669 81 110 ( 28 575 ) 12 047 ( 800 ) 106 170 6 138 17 740 136 755 328 649 9 031 13 583 4 980 1 801 12 250 699 748 SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 5 554 4 727 43 310 125 892 128 279 55 336 29 216 121 309 10 665 29 183 156 427 57 858 44 453 17 018 64 675 2 985 42 081 938 967 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 1 767 6 715 43 979 207 002 99 704 67 382 28 415 227 479 16 802 46 924 293 182 386 507 53 485 30 601 69 655 4 786 54 330 1 638 715


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS GENERADORASAl 30 de Junio de 2012


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Cuadro Nº 10Página 2

CONCEPTOEteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 5 230 8 957 14 170 39 948 3 547 71 853 Utilidad Neta 1 467 6 743 3 982 26 390 22 670 61 252 Ajustes al Resultado Neto 3 234 2 799 6 020 31 319 7 826 51 199 Depreciación del periodo 3 234 35 3 431 24 942 7 826 39 469

Beneficios Sociales Otras Provisiones 2 676 2 676 Impuestos Diferidos 88 2 588 6 378 9 054 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo Más (Menos) 529 ( 586 ) 4 169 ( 17 761 ) ( 26 949 ) ( 40 598 ) Cuentas por Cobrar Comerciales ( 2 ) ( 468 ) 187 ( 3 083 ) ( 1 538 ) ( 4 904 ) Cuentas por Cobrar Diversas ( 111 ) ( 171 ) 3 704 ( 6 438 ) ( 46 986 ) ( 50 002 ) Gastos Pagados por Anticipado ( 110 ) 214 264 ( 126 ) ( 18 227 ) ( 17 984 ) Existencias ( 141 ) 412 272 Tributos ( 39 ) ( 39 ) Cuentas por Pagar 1 ( 137 ) 107 ( 7 214 ) ( 9 913 ) ( 17 155 ) Cuentas por Pagar Diversas 885 ( 24 ) 88 ( 6 448 ) 49 715 44 216 Reservas Beneficios Sociales 1 1 Cargas Diferidas ( 122 ) ( 122 ) Otros ( 12 ) ( 0 ) ( 2 ) 5 136 5 121 VARIACION - ACT. DE INVERSION ( 13 ) ( 151 ) ( 27 ) ( 37 049 ) ( 289 873 ) ( 327 114 ) Activo Fijo ( 13 ) ( 27 ) ( 351 ) ( 194 ) ( 585 ) Valores Inversiones Intangibles ( 151 ) ( 36 699 ) ( 270 483 ) ( 307 333 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos Préstamos a Terceros Otros ( 19 196 ) ( 19 196 ) VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO ( 936 ) ( 9 973 ) ( 27 243 ) 7 225 264 026 233 099 Emisión de Acciones Emisión de Valores Préstamos Bancarios ( 49 ) ( 3 498 ) ( 2 070 ) 135 661 135 590 265 634 Préstamos de Accionistas Dividendos ( 6 475 ) ( 10 471 ) ( 16 947 ) Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables Transferencia Filiales ( 128 436 ) 128 436 Otros ( 887 ) ( 14 702 ) ( 15 588 ) VARIACION DEL EFECTIVO 4 281 ( 1 168 ) ( 13 100 ) 10 124 ( 22 300 ) ( 22 163 ) SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 12 073 13 509 17 555 9 908 48 632 101 677 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 16 354 12 341 4 455 20 032 26 332 79 515


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS TRANSMISORASAl 30 de Junio de 2012


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Cuadro Nº 10Página 3

CONCEPTO Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 3 985 4 634 ( 728 ) 272 571 3 676 5 617 27 824 7 761 322 5 253 49 234 17 424 18 439 10 263 428 49 374 164 709 22 774 218 663 780 Utilidad Neta 1 346 2 503 1 397 123 704 10 070 6 870 10 148 8 001 489 1 340 18 337 16 653 9 982 6 858 362 25 946 148 105 18 115 335 410 560 Ajustes al Resultado Neto 8 423 ( 1 169 ) 2 078 44 709 10 836 9 671 16 160 6 169 66 3 084 17 953 10 396 8 016 4 634 25 638 31 017 9 490 24 207 197 Depreciación del periodo 7 060 ( 2 755 ) 2 179 62 012 10 836 5 770 12 560 7 427 66 2 691 17 274 9 184 6 768 4 299 24 745 33 572 9 365 22 213 075

Beneficios Sociales 86 62 43 42 377 292 678 510 ( 21 ) 2 070 Otras Provisiones 10 1 523 48 ( 7 550 ) 957 3 557 ( 1 419 ) 1 100 1 212 739 336 914 1 482 164 2 2 077 Impuestos Diferidos ( 201 ) ( 9 847 ) 2 944 ( 216 ) ( 4 037 ) ( 11 356 ) Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 1 266 9 94 ( 39 ) 1 331 Más (Menos) ( 5 785 ) 3 300 ( 4 203 ) 104 158 ( 17 230 ) ( 10 925 ) 1 517 ( 6 409 ) ( 233 ) 830 12 945 ( 9 624 ) 440 ( 1 229 ) 66 ( 2 211 ) ( 14 413 ) ( 4 831 ) ( 141 ) 46 023 Cuentas por Cobrar Comerciales ( 4 371 ) 343 ( 508 ) 12 818 ( 6 911 ) ( 3 521 ) ( 3 304 ) 2 580 197 448 ( 1 634 ) ( 4 691 ) ( 3 292 ) ( 2 721 ) 2 246 ( 4 452 ) ( 17 694 ) ( 3 143 ) ( 54 ) ( 37 664 ) Cuentas por Cobrar Diversas ( 2 183 ) ( 112 ) ( 222 ) 34 5 851 ( 4 162 ) ( 1 001 ) ( 1 656 ) ( 107 ) ( 64 ) 2 067 ( 2 344 ) ( 1 532 ) 54 1 503 4 589 ( 1 962 ) 7 ( 1 239 ) Gastos Pagados por Anticipado 765 ( 578 ) ( 104 ) 1 297 1 505 ( 1 324 ) ( 986 ) ( 244 ) 284 1 391 811 825 2 088 ( 8 551 ) 462 ( 113 ) ( 2 471 ) Existencias 223 ( 29 ) ( 468 ) ( 10 201 ) 10 640 3 926 ( 861 ) 151 752 220 770 935 ( 2 121 ) 1 454 ( 6 836 ) 1 666 ( 5 ) 216 Tributos ( 141 ) 5 ( 87 ) 1 142 ( 3 094 ) ( 9 111 ) ( 58 ) ( 11 344 ) Cuentas por Pagar 3 516 ( 163 ) ( 424 ) 41 783 ( 39 955 ) ( 6 853 ) 3 793 ( 5 681 ) ( 68 ) ( 229 ) 1 786 3 732 1 807 ( 1 111 ) ( 14 288 ) 21 517 ( 5 881 ) 83 3 368 Cuentas por Pagar Diversas ( 3 656 ) 1 421 ( 2 391 ) 58 426 ( 12 690 ) ( 987 ) 1 994 ( 1 960 ) ( 10 ) ( 70 ) 9 855 ( 5 957 ) 1 420 4 019 ( 1 069 ) 11 483 1 673 4 027 65 529 Reservas Beneficios Sociales ( 87 ) ( 62 ) ( 292 ) ( 441 ) Cargas Diferidas Otros 150 2 475 24 330 1 995 897 1 046 ( 823 ) 30 069 VARIACION - ACT. DE INVERSION 197 ( 7 540 ) ( 1 865 ) ( 111 817 ) ( 4 457 ) 22 ( 14 746 ) ( 7 113 ) ( 33 ) ( 1 535 ) ( 22 425 ) ( 8 838 ) ( 15 552 ) ( 16 928 ) ( 65 ) ( 13 275 ) ( 119 969 ) ( 11 251 ) ( 29 ) ( 357 219 ) Activo Fijo 197 ( 7 540 ) ( 1 865 ) ( 110 350 ) ( 4 260 ) ( 963 ) ( 14 746 ) ( 6 423 ) ( 33 ) ( 1 535 ) ( 8 490 ) ( 15 552 ) ( 16 588 ) ( 65 ) ( 13 275 ) ( 119 822 ) ( 11 139 ) ( 29 ) ( 332 478 ) Valores Inversiones Intangibles ( 1 467 ) ( 197 ) ( 338 ) ( 81 ) ( 340 ) ( 2 422 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable ( 416 ) ( 416 ) Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos ( 4 626 ) ( 21 928 ) ( 26 554 ) Préstamos a Terceros ( 152 ) ( 152 ) Otros 5 611 ( 353 ) ( 348 ) ( 147 ) 39 4 802 VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO 2 733 ( 46 ) ( 57 034 ) ( 11 273 ) ( 3 633 ) 1 233 ( 133 ) ( 19 411 ) ( 4 619 ) ( 2 339 ) 2 399 ( 35 857 ) ( 49 712 ) ( 21 461 ) ( 265 ) ( 199 418 ) Emisión de Acciones 8 237 8 237 Emisión de Valores 44 540 80 670 125 210 Préstamos Bancarios 2 733 ( 5 053 ) 43 897 6 775 ( 19 801 ) 28 922 ( 2 339 ) ( 19 508 ) 35 626 Préstamos de Accionistas ( 1 935 ) ( 1 935 ) Dividendos ( 96 521 ) ( 9 946 ) ( 4 902 ) ( 15 498 ) ( 97 423 ) ( 22 043 ) ( 268 ) ( 246 602 ) Transferencias M.E.M 34 1 085 1 119 Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables 2 760 583 3 343 Transferencia Filiales Otros ( 46 ) ( 55 170 ) ( 3 633 ) 4 404 ( 167 ) ( 7 847 ) ( 33 541 ) 4 541 ( 32 959 ) 3 ( 124 417 ) VARIACION DEL EFECTIVO 4 182 ( 173 ) ( 2 639 ) 103 720 ( 12 055 ) 5 639 9 446 1 880 289 3 586 7 399 3 967 548 ( 4 266 ) 363 242 ( 4 971 ) ( 9 938 ) ( 75 ) 107 143 SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 43 645 2 799 7 263 47 915 19 804 19 004 39 913 3 793 312 2 674 4 110 3 449 6 137 10 207 7 14 722 12 589 42 778 349 281 469 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 47 827 2 626 4 624 151 634 7 749 24 643 49 358 5 673 602 6 259 11 509 7 416 6 685 5 941 370 14 965 7 617 32 840 274 388 612


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 30 de Junio de 2012


137


Cuadro Nº 11

TOTAL

ACTIVO FIJO Centrales Térmicas

Centrales Hidraúlicas Comercialización Administración Total Subestaciones Lineas Muy alta

TensiónLineas Alta tensión Administración Total Redes Media

TensiónRedes Baja Tensión Comercialización Adminsitración Total Total Acumulado

ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 72 598 66 145 105 6 258 145 106 44 775 73 362 45 210 122 622 4 078 34 562 64 948 226 210 416 527 Inmuebles 1 054 490 11 076 900 2 936 96 632 12 230 958 127 245 2 344 9 174 814 139 576 139 701 130 724 121 247 137 215 528 887 12 899 420 Maquinarias y Equipos 5 837 623 6 093 418 539 3 733 11 935 313 1 500 981 331 867 587 685 11 2 420 544 3 444 023 6 334 694 525 676 7 149 10 311 542 24 667 399 Muebles 8 667 4 734 473 19 975 33 849 4 965 1 579 35 1 093 7 672 6 794 7 117 13 837 14 161 41 910 83 431 Unidades de Transporte 13 590 36 147 161 16 130 66 028 13 608 613 293 14 514 12 392 20 554 18 106 20 552 71 604 152 146 Equipos Diversos 96 860 111 754 6 983 116 134 331 732 54 000 523 213 1 835 56 572 53 541 49 468 69 702 70 681 243 393 631 696 Otros 2 541 622 383 763 90 42 326 2 967 800 128 480 4 926 11 456 144 862 319 596 329 195 16 067 178 817 843 675 3 956 337 Total 9 625 449 17 772 861 11 287 301 188 27 710 786 1 874 053 341 239 609 250 4 408 2 828 950 4 098 668 6 875 831 799 197 493 523 12 267 220 42 806 956 DEPRECIACION ACUMULADA

Inmuebles 156 648 3 786 403 2 048 44 028 3 989 127 40 316 81 194 211 40 802 40 797 30 003 29 188 39 694 139 681 4 169 610 Maquinarias y Equipos 2 472 788 3 739 160 364 2 951 6 215 264 635 542 141 541 281 572 7 1 058 662 1 408 526 2 545 584 185 401 5 003 4 144 513 11 418 438 Muebles 455 669 3 887 374 15 407 475 336 2 824 1 082 21 1 130 5 057 5 253 5 390 10 070 10 093 30 806 511 199 Unidades de Transporte 9 224 33 384 92 12 837 55 537 10 276 177 136 10 589 7 057 10 677 12 743 13 681 44 159 110 285 Equipos Diversos 70 127 103 392 5 053 73 420 251 992 26 398 284 103 936 27 721 35 001 25 735 48 394 47 286 156 416 436 129 Otros 3 682 128 3 811 477 477 189 667 856 5 143 Total 3 168 138 7 666 354 7 931 148 644 10 991 067 715 833 142 988 282 067 2 420 1 143 308 1 496 823 2 618 055 285 796 115 756 4 516 430 16 650 805 ACTIVO FIJO NETO Terrenos 72 598 66 145 105 6 258 145 106 44 775 73 362 45 210 122 622 4 078 34 562 64 948 226 210 416 527 Inmuebles 897 842 7 290 497 888 52 604 8 241 830 86 929 2 262 8 980 602 98 774 98 904 100 722 92 059 97 521 389 206 8 729 810 Maquinarias y Equipos 3 364 835 2 354 258 175 782 5 720 049 865 439 190 325 306 113 5 1 361 883 2 035 497 3 789 110 340 276 2 146 6 167 029 13 248 960 Muebles ( 447 002 ) 847 99 4 568 ( 441 487 ) 2 140 497 14 ( 37 ) 2 614 1 541 1 728 3 767 4 069 11 105 ( 427 768 ) Unidades de Transporte 4 366 2 763 69 3 292 10 491 3 332 436 157 3 925 5 334 9 877 5 362 6 871 27 445 41 860 Equipos Diversos 26 733 8 362 1 930 42 714 79 739 27 602 239 110 899 28 851 18 540 23 733 21 308 23 395 86 977 195 567 Otros 2 537 939 383 635 90 42 326 2 963 990 128 002 4 926 11 456 144 385 319 406 328 529 16 067 178 817 842 819 3 951 194 Total 6 457 311 10 106 507 3 356 152 545 16 719 719 1 158 220 198 250 327 183 1 988 1 685 642 2 601 845 4 257 776 513 402 377 767 7 750 790 26 156 150


CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOSAl 30 de Junio de 2012

(Expresado en Miles de Nuevos Soles)EQUIPOS DE GENERACIÓN EQUIPOS DE TRANSMISIÓN EQUIPOS DE DISTRIBUCIÓN

138

Organismo de Supervisión de la Inversión en EnergíaCuadro Nº 11Página 1

ACTIVO FIJO GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS Total Acumulado SEIN SAACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 119 771 499 296 257 416 527 403 358 13 169 Inmuebles 11 998 972 7 692 892 757 12 899 420 12 843 878 55 542 Maquinarias y Equipos 11 415 832 478 970 12 772 597 24 667 399 24 190 066 477 333 Muebles 32 272 2 848 48 312 83 431 83 073 359 Unidades de Transporte 62 875 11 425 77 845 152 146 146 575 5 571 Equipos Diversos 314 832 35 739 281 125 631 696 611 241 20 455 Otros 2 914 824 23 851 1 017 662 3 956 337 3 907 797 48 540 Total 26 859 377 561 024 15 386 555 42 806 956 42 185 987 620 968 DEPRECIACION ACUMULADA Inmuebles 3 911 774 2 734 255 102 4 169 610 4 158 432 11 178 Maquinarias y Equipos 5 962 799 193 136 5 262 502 11 418 438 11 296 959 121 479 Muebles 473 933 2 038 35 228 511 199 510 958 241 Unidades de Transporte 53 539 9 324 47 423 110 285 107 005 3 280 Equipos Diversos 244 053 21 122 170 954 436 129 428 839 7 290 Otros 3 811 1 333 5 143 5 143 Total 10 649 909 228 355 5 772 541 16 650 805 16 507 338 143 467 ACTIVO FIJO NETO Terrenos 119 771 499 296 257 416 527 403 358 13 169 Inmuebles 8 087 197 4 958 637 655 8 729 810 8 685 445 44 365 Maquinarias y Equipos 5 453 032 285 833 7 510 095 13 248 960 12 893 106 355 854 Muebles ( 441 661 ) 809 13 084 ( 427 768 ) ( 427 886 ) 118 Unidades de Transporte 9 336 2 102 30 423 41 860 39 569 2 291 Equipos Diversos 70 778 14 617 110 171 195 567 182 402 13 165 Otros 2 911 014 23 851 1 016 329 3 951 194 3 902 654 48 540 Total 16 209 468 332 669 9 614 013 26 156 150 25 678 649 477 501


ACTIVO FIJO POR TIPO DE EMPRESAS Y SISTEMASAl 30 de Junio de 2012


Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía

Cuadro 12

A. Liquidez Razón Corriente = Activo Corriente/ Pasivo Corriente Prueba Acida = (Activo Corriente-existencias-gastos pagados por anticipado)/ Pasivo Corriente Liquidez Inmediata = Caja bancos / Pasivo corriente.B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación = (Total ingresos-otros ingresos)/ (Cuentas por cobrar comerciales(neto)+Cuentas por cobrar empresas del sector) Efectividad de Cobranza = 270/ RotaciónC. Solvencia Endeudamiento patrimonial = Total pasivo/ Patrimonio neto Cobertura de Interés = (Utilidad operativa+provisiones del ejercicio)/ (-Gastos financieros) Cobertura del Activo Fijo = Inmuebles, Maquinaria y equipo(neto)/ Patrimonio netoD. Gestión de La deuda Estructura (%) = Pasivo corriente/ Total Pasivo Servicio (%) = (-Gastos financieros ) / (Total Pasivo-Otros Pasivos- Ganancias diferidas -Provisión Beneficios Sociales) Cobertura (%) = (Utilidad operativa +Provisiones del ejercicio) / Deudas a largo plazo (parte corriente)E. Rentabilidad Bruta (%) = (Utilidad operativa+ Gastos de Comercialización +Gastos Generales y administrativos) / Inmuebles, Maquinarias y equipo (neto) Operacional (%) = Utilidad Operativa / Inmuebles, Maquinaria y Equipo(Neto) Neta (%) = Utilidad Neta / Inmuebles, Maquinaria y equipo (neto) Bruta ingreso(%) = (Utilidad operativa+ Gastos de Comercialización +Gastos Generales y administrativos) / Total Ingresos. Operacional ingreso %) = Utilidad Operativa / Total de Ingresos Neto ingreso(%) = Utilidad Neta / Total Ingreso Del Patrimonio (%) = Utilidad Neta / Patrimonio Neto GIR sobre Ventas (%) = (Utilidad Operativa+Provisiones del ejercicio) / (Total Ingresos- Otros Ingresos) GIR Sobre Activo Fijo (%) = (Utilidad Operativa+ Provisiones del Ejercicio) / Inmuebles,Maquinaria y equipo (neto) ROA (%) * = Utilidad Económica *(1)/ Total de Activos *(2) ROE(%) * = Utilidad Financiera*(3)/ Patrimonio Neto *(4) GIR sobre Patrimonio(%) = (Utilidad operativa+Provisiones)/Patrimonio NetoF. Gestión del Activo Fijo Eficiencia = (Total Ingresos- Otros Ingresos) / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Depreciación sobre Activo Fijo = Depreciación Inmuebles,Maquinaria y Equipo / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Dep. Acumulada sobre Activo Fijo = Depreciación acumulada Inmuebles,Maquinaria y Equipo / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Gtos. de Personal sobre Act. Fijo = Cargas de Personal / Inmuebles, Maquinaria y Equipo(Neto)G. Valor de Mercado Precio/Utilidad = Precio Contable por acción/ Utilidad por acción Valor en Libros = Patrimonio Neto/ Capital Social Valor de mercado/valor de libros = Precio por Acción/ Valor en Libros por Acción*(1) Utilidad Operativa, no considera los Gastos Financieros

*(2) Activos del periodo

*(3) Utilidad Operativa incluyendo Gastos Financieros

*(4) Patrimonio neto del periodo

Fuente: Osinergmin.


RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS Al 30 de Junio de 2012

140

Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía

Cuadro 13

Código Descripción Descripción TIPO Sistema

Corta MES AÑO

EM001 ELECTROSUR ELS distribuidoras SEIN 1 1993EM002 TRANSMANTARO TRAN transmisoras SEIN 12 2000EM003 EDELNOR EDLN distribuidoras SEIN 1 1994EM004 LUZ DEL SUR LDS distribuidoras SEIN 1 1994EM005 ELECTROCENTRO ELC distribuidoras SEIN 1 1993EM006 ELECTRO SUR MEDIO ELSM distribuidoras SEIN 1 1993EM007 SEAL SEAL distribuidoras SEIN 1 1993EM008 ELECTRO SUR ESTE ELSE distribuidoras SEIN 1 1993EM009 HIDRANDINA ELNM distribuidoras SEIN 1 1993EM010 ELECTRONORTE ELN distribuidoras SEIN 1 1993EM011 ELECTRONOROESTE ELNO distribuidoras SEIN 1 1993EM012 ELECTRO ORIENTE ELOR distribuidoras SA 1 1993EM013 EMSEMSA EMSE distribuidoras SEIN 1 1994EM014 ELECTROPERU ELP generadoras SEIN 1 1993EM015 EDEGEL EDGL generadoras SEIN 1 1994EM016 ETEVENSA ETEV generadoras SEIN 1 1994EM017 EGASA EGAS generadoras SEIN 1 1994EM018 EGEMSA EGEM generadoras SEIN 1 1994EM021 REDESUR REDE transmisoras SEIN 12 2000EM022 ELECTRO UCAYALI ELUC distribuidoras SEIN 9 1995EM023 EGEPSA EGEP generadoras SEIN 12 2000EM024 EDECAÑETE EDCA distribuidoras SEIN 9 1995EM025 COELVISA VILL distribuidoras SEIN 9 1995EM026 SERSA SERS distribuidoras SEIN 9 1995EM027 CHINANGO CHNG generadoras SEIN 9 1995EM028 CHAVIMOCHIC CHAV generadoras SEIN 9 1995EM029 CAHUA CAHU generadoras SEIN 9 1995EM030 EGENOR EGEN generadoras SEIN 9 1995EM031 EGESUR EGES generadoras SEIN 9 1995EM032 ELECTRO PANGOA ELPA distribuidoras SA 12 2000EM033 EEPSA EEPS generadoras SEIN 1 1997EM034 ELECTRO ANDES ELAN generadoras SEIN 4 1997EM035 ENERSUR ENER generadoras SEIN 4 1997EM037 SHOUGESA SHOU generadoras SEIN 3 1998EM039 SINERSA SINE generadoras SEIN 1 2000EM040 SAN GABÁN SGBN generadoras SEIN 1 2000EM041 ELECTRO PUNO ELEPUNO distribuidoras SEIN 1 2000EM043 ELECTRO TOCACHE ELTO distribuidoras SEIN 12 2000EM044 EMSEUSA EMSU distribuidoras SEIN 12 2000EM045 TERMOSELVA TSEL generadoras SEIN 5 2001EM046 ETESELVA ETSE transmisoras SEIN 5 2001EM048 ISA PERU S.A ISA transmisoras SEIN 10 2001EM049 RED DE ENERGIA DEL PERU REP transmisoras SEIN 9 2002

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE SICNSISTEMA INTERCONECTADO SUR SISSISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

SEIN

SISTEMAS AISLADOS SA

Fuente: Osinergmin.


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