ABRIL2015

Año 20 / N° 2

EDITA: OSINERGMIN - GART

Editorial ...................................................1Artículo Técnico: Reconocimiento de Costos Administrativos y Operativos del FISE de las Distribuidoras Eléctricas en sus Actividades Vinculadas con el Descuento en la Compra del Balón de Gas ......................................2Resoluciones Tarifarias..............................9Evolución de Tarifas de Electricidad ........13

En el presente documento se hace una presentación del esquema de competencia en el mercado de generación, que incluye algunos conceptos generales, el marco legal vigente y una breve explicación de su actual funcionamiento.

Aun cuando los contratos de suministro son resultado de implementación de mecanismo de competencia por el mercado a través de un esquema de licitaciones, Osinergmin supervisa el desempeño de este mercado.

Por otro lado, se presenta también los datos relevantes de la evolución de las tarifas en barra, tarifas a usuario final y del mercado eléctrico y el resumen de datos de la producción de energía eléctrica, ventas y facturación y una visión de la situación económica y financiera del sector eléctrico con información proveniente de los estados financieros contables.

Información Estadística del Sector Eléctrico .................................15Pérdida de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución .......................22Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/14 ....................25Noticias .................................................30

EditorialEditorial

ZONA RURALZONA RURAL

ZONA URBANAZONA URBANAPROVINCIASPROVINCIAS

ZONA URBANAZONA URBANALIMALIMA

Contenido

2 El Informativo

RECONOCIMIENTO DE COSTOS ADMINISTRATIVOS Y OPERATIVOS DEL FISE DE LAS DISTRIBUIDORAS ELÉCTRICAS EN SUS ACTIVIDADES VINCULADAS

CON EL DESCUENTO EN LA COMPRA DEL BALÓN DE GAS

Introducción

La Ley N° 29852 creó el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (SISE) y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) estableciendo un mecanismo de compensación social y servicio universal para los sectores más vulnerables de la población, que incluye, entre otros, una compensación para promover el acceso al GLP a través de la entrega mensual de un vale de descuento por S/. 16.00 para la compra de un balón de gas doméstico de hasta 10 kg.

En conformidad con lo establecido en los Artículos 7.3 y 7.6 de la Ley N° 29852 y el Articulo 16.2 de su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 021-2012-EM, las Distribuidoras Eléctricas participan en la implementación del mecanismo de descuento. Para tal efecto, se ha dispuesto que Osinergmin reconozca los costos administrativos y operativos en los que incurren estas empresas para el cumplimiento de las funciones que les han sido asignadas.

Estos costos son reconocidos con cargo al FISE y reembolsados por el Administrador a través del “Procedimiento para el Reconocimiento de Costos Administrativos y Operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus Actividades Vinculadas con el Descuento en la Compra del Balón de Gas” (en adelante “Norma Costos FISE”) aprobado a través de la Resolución N° 187-2014-OS/CD.

La Norma Costos FISE establece un mecanismo para el reconocimiento de los costos administrativos y operativos en los que incurren las Distribuidoras Eléctricas. Este mecanismo se soporta en los costos estándares unitarios y en la liquidación que se realiza sobre la base de éstos.

En ese contexto, a través de la Resolución N° 012-2015-OS/GART se aprobaron los Costos Estándares Unitarios de las Distribuidoras Eléctricas para la Implementación y Operatividad del FISE, y su fórmula de actualización. Esta resolución entró en vigencia el 26/02/2015 y se mantendrá vigente hasta el 15/02/2017. Posteriormente, a través de la Resolución N° 041-2015-OS/GART se sustituyó el numeral I del Anexo de la Resolución N° 012-2015-OS/GART.

Marco normativo

• Ley N° 29852 que creó el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (SISE) y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) y su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 021-2012-EM.

• Resolución N° 187-2014-OS/CD que aprobó el “Procedimiento para el Reconocimiento de Costos Administrativos y Operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus Actividades Vinculadas con el Descuento en la Compra del Balón de Gas”

• Resolución N° 012-2015-OS/GART que aprobó los Costos Estándares Unitarios de las Distribuidoras Eléctricas para la Implementación y Operatividad del FISE, y su fórmula de actualización.

• Resolución N° 041-2015-OS/GART que sustituyó el numeral I del Anexo de la Resolución N° 012-2015-OS/GART.

3El Informativo

Zonas de atención FISE

Los beneficiarios del programa FISE se clasifican dentro de tres zonas determinadas según los Sectores de Distribución Típicos a los que pertenecen en conformidad con lo establecido en la Resolución Directoral N° 154-2012-EM/DGE, o la que la sustituya.

a) Zona Rural: Conformada por los beneficiarios ubicados en distritos pertenecientes a los Sectores de Distribución Típicos: S4, S5, S6 y SER.

b) Zona Urbana Provincias: Conformada por beneficiarios ubicados en distritos pertenecientes a los Sectores de Distribución Típicos: S2, S3 y Especial.

c) Zona Urbano Lima: Conformado por beneficiarios ubicados en distritos de Lima Metropolitana y Callao pertenecientes al Sector de Distribución Típico 1.

Figura 1: Zonas de atención FISE

Zona Rural

• Sectores de Distribución Típicos 4, 5, 6 y SER

Zona Urbana Provincias

• Sectores de Distribución Típicos 2, 3 y Especial

Zona Urbano Lima

• Sector de Distribución Típico 1

4 El Informativo

Actividades del Programa FISE

Las actividades del Programa FISE se clasifican en: Actividades de Implementación y Actividades Operativas.

a) Las Actividades de Implementación se realizan al inicio del programa cuando se incorporan nuevos beneficiarios. Esta actividad incluye las actividades de difusión del programa, notificación de esquelas informativas, empadronamiento, elaboración del padrón de beneficiarios FISE, verificación de la información a través de la visita a los beneficiarios y formalización de los convenios con los Agentes Autorizados, la implementación de la publicidad en los locales de atención de los Agentes Autorizados y supervisión del programa en general.

b) Actividades Operativas.- Comprenden aquellas actividades ordinarias que se realizan con una frecuencia mensual, tales como la impresión y reparto de vales de descuento, liquidación de vales de descuento redimidos, atención de solicitudes, consultas y reclamos, difusión, gestión administrativa y gastos de personal para el desarrollo del programa.

Figura 2: Procesos y Actividades del Programa FISE

Actividades de Implementación

Procesos FISE Actividades Operativas

• Difusión del programa

• Notificación de esquelas informativas

• Empadronamiento• Elaboración

del Padrón de Beneficiarios FISE

• Verificación de la información mediante visita a los beneficiarios

• Formalización de los convenios con Agentes GLP

• Publicidad en los locales de atención de los Agentes GLP

• Supervisión del programa en general

Empadronamiento• Remisión de esquela

informativa• Pre impresos de

Declaración Jurada• Visitas de inspección

• Impresión y reparto de vales de descuento

• Liquidación de vales de descuento redimidos

• Atención de solicitudes

• Consultas y reclamos• Difusión• Gestión

Administrativa• Gastos de personal

Información• Tríptico de difusión• Paneles informativos• Banner y avisos para

Agentes GLP

Emisión y Distribución de Vales

Atención de reclamos y solicitudes de información

Gestión de Agentes GLP• Promoción para suscribir

convenios• Capacitación

5El Informativo

Aprobación de costos Unitarios

Osinergmin aprueba los costos estándares unitarios para cada empresa distribuidora en cada una de sus zonas atención, con una periodicidad de dos años.

Para la aprobación de dichos costos, la Distribuidoras Eléctricas presentan a Osinergmin, cada dos años y a más tardar el último día hábil del mes de enero, su propuesta de costos estándar. Esta propuesta debe contener:

a) La clasificación de las localidades según las zonas de atención a las que pertenecen los beneficiarios.

b) Los valores unitarios para cada uno de los costos estándares unitarios establecidos en el Artículo 14.2 de la Norma Costos FISE.

Los costos estándares unitarios se determinarán con un criterio de eficiencia y calidad, debiendo corresponder al mínimo costo posible en condiciones aceptables de calidad, por lo que las propuestas de costos se sustentarán en contratos vigentes, información histórica, información contable, la experiencia adquirida y las condiciones que requiere cada actividad para la ejecución del Programa FISE, y en su defecto, con facturas, boletas y ordenes de servicio. La información de sustento que presenten las distribuidoras eléctricas corresponderá a la más reciente que se cuente hasta la última fijación de costos estándares unitarios.

Los costos estándares unitarios deberán reflejar las mejores prácticas del sector, por lo que Osinergmin podrá tomar en consideración para su aprobación, además de la propuesta de una determinada Distribuidora Eléctrica, el proceso más eficiente en cada actividad de las Distribuidoras Eléctricas con características similares.

La sumatoria de los costos estándares unitarios de administración y operación de vales FISE obtenidos, no deben ser mayores al cargo fijo para usuarios BT5B del Sector de Distribución Típico 6.

Osinergmin, en un plazo no mayor a 30 días hábiles, revisará la propuesta y publicará el proyecto de resolución. Los interesados, dentro de un plazo máximo de diez días hábiles posteriores a la publicación del proyecto de resolución, podrán presentar sus comentarios y sugerencias. La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin aprobará los costos estándares unitarios a ser aplicados, dentro de los 20 días hábiles siguientes al vencimiento del plazo de presentación de comentarios y sugerencias. La resolución de aprobación se publica en el diario oficial y en la página web de Osinergmin y tiene una vigencia de dos años.

Presentación de los Formatos de Liquidación de Gastos FISE

Una vez aprobados los costos estándares unitarios, las Distribuidoras Eléctricas presentarán a Osinergmin el detalle de los gastos efectuados de acuerdo con cada una de las actividades que son materia de reconocimiento, indicando si estos son operativos o de implementación.

Para el reconocimiento de los costos, las Distribuidoras Eléctricas deberán informar las actividades ejecutadas con el respectivo costo estándar unitario. Debe tenerse en consideración que no se reconocen costos mayores a los costos estándares unitarios aprobados.

Las Distribuidoras eléctricas remiten su información mensual dentro de los primeros 20 días calendario del mes siguiente a la realización de las actividades FISE.

6 El Informativo

Reconocimiento de los Gastos Efectuados

La Gerencia Adjunta de regulación tarifaria de Osinergmin revisará los formatos presentados por las Distribuidoras Eléctricas y, de ser el caso, remite un informe de observaciones con los gastos no aprobados, dando un plazo máximo de 10 días hábiles para la presentación del descargo correspondiente y la remisión de información adicional que pudiera requerirse.

A efectos de hacer efectivo el reembolso, la Distribuidora Eléctrica emite el comprobante de pago a nombre del Administrador FISE por el monto consignado en la resolución.

El Jefe del Proyecto FISE remite la orden de pago al fiduciario a más tardar dentro de los tres días hábiles de recibido el comprobante de pago. En los casos en los que una Distribuidora Eléctrica impugne la resolución de reconocimiento de gastos, no se suspenden los efectos de dicha resolución. La empresa impugnante podrá elegir entre solicitar el reembolso aprobado en la resolución impugnada o esperar el pronunciamiento de la autoridad que resuelve la impugnación.

Cuando la impugnante haya elegido solicitar el reembolso, esta deberá entregar al Administrador FISE el comprobante de pago por el monto aprobado en la resolución impugnada y se procederá conforme al numeral 19.3. Si la resolución impugnada fuera modificada por resolución administrativa o judicial, a favor del impugnante, el jefe del Proyecto FISE emitirá la orden de pago al fiduciario por el monto diferencial.

Resultados

La Resolución N° 012-2015-GART aprobó los Costos Estándares Unitarios de las Distribuidoras Eléctricas para la implementación y operatividad del FISE, y su fórmula de actualización para el periodo comprendido entre el 26/02/2015 hasta el 15/02/2017. Estos costos fueron modificados a través de la Resolución N° 041-2015-OS/GART en los siguientes términos:

Costos Estándares Unitarios de Implementación: Zona Rural(Nuevos Soles)

EmpresaFISE-14A

Costo Unitario por Empadronamiento

Costo Unitario por Agente GLP

Adinelsa 9,45 32,60Chavimochic 4,42 0,00Edecañete 8,95 70,19Electro Dunas 3,07 35,00Electro Oriente - Amazonas 2,30 43,50Electro Oriente - Loreto 3,58 0,00Electro Oriente - San Martín 3,42 0,00Electro Puno 8,72 73,56Electro Sur Este 8,07 48,19Electrocentro 8,99 243,25Electronoroeste 12,96 93,95Electronorte 9,54 164,36Emseusac 2,24 0,00Hidrandina 10,03 217,28Seal 8,54 45,48

7El Informativo

Costos Estándares Unitarios Operativos - Mensual: Zona Rural(Nuevos Soles)

Empresa

FISE-14BCosto Unitario

Costo Total por Gestión

AdministrativaImpresión de Vales

Reparto de Vales

Entrega de Vales

Canje y Liquidación

Canje de Vales Digitales mediante

Banca CelularAtención

Adinelsa 0,20 0,29 0,29 0,25 0,80 1,11 8 445,84Chavimochic 0,10 0,16 0,13 0,03 0,80 0,06 0,00Edecañete 0,02 0,60 0,08 0,00 0,80 1,11 0,00Electro Dunas 0,18 0,20 0,00 0,00 0,80 0,12 103,52Electro Oriente - Amazonas 0,00 0,08 0,00 0,00 0,80 0,00 0,00Electro Oriente - Loreto 0,04 0,08 0,00 0,00 0,80 0,00 2 133,49Electro Puno 0,05 0,60 0,08 0,00 0,80 0,00 16 997,92Electro Sur Este 0,20 0,00 0,06 0,00 0,80 0,00 20 944,79Electro Ucayali 0,00 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 0,00Electrocentro 0,02 0,60 0,59 0,00 0,80 1,24 34 909,84Electronoroeste 0,01 0,39 0,07 0,00 0,80 1,52 36 894,75Electronorte 0,07 1,20 0,02 0,00 0,80 1,11 13 093,50Emseusac 0,00 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 0,00Hidrandina 0,02 1,46 0,20 0,00 0,80 1,11 37 933,13Seal 0,16 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 0,00

Costos Estándares Unitarios de Implementación: Zona Urbano Provincias(Nuevos Soles)

EmpresaFISE-14A

Costo Unitario por Empadronamiento

Costo Unitario por Agente GLP

Chavimochic 2,24 14,00Coelvisac 4,38 75,00Edecañete 8,95 70,19Electro Dunas 3,07 35,00Electro Oriente - Amazonas 2,30 0,00Electro Oriente - Loreto 3,58 0,00Electro Oriente - San Martín 2,30 18,50Electro Puno 8,12 73,56Electro Sur Este 7,06 43,00Electro Ucayali 5,29 57,00Electrocentro 7,91 243,25Electronoroeste 12,96 93,95Electronorte 7,56 164,36Electrosur 0,63 57,63Emseusac 2,24 14,00Hidrandina 5,18 217,28Seal 8,54 45,48Sersa 2,24 14,00

8 El Informativo

Costos Estándares Unitarios Operativos - Mensual: Zona Urbano Provincias(Nuevos Soles)

Empresa

FISE-14BCosto Unitario

Costo Total por Gestión

AdministrativaImpresión de Vales

Reparto de Vales

Entrega de Vales

Canje y Liquidación

Canje de Vales Digitales mediante

Banca CelularAtención

Chavimochic 0,10 0,16 0,13 0,03 0,80 0,06 2 144,00Coelvisac 0,00 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 6 390,57Edecañete 0,02 0,60 0,08 0,00 0,80 1,11 2 196,85Edelnor 0,06 0,00 0,00 0,00 0,80 1,19 0,00Electro Dunas 0,18 0,19 0,00 0,00 0,80 0,12 8 414,84Electro Oriente - Amazonas 0,00 0,08 0,00 0,00 0,80 0,00 15 394,74Electro Oriente - Loreto 0,04 0,08 0,00 0,00 0,80 0,00 1 856,19Electro Oriente - San Martín 0,00 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 15 413,12Electro Puno 0,00 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 7 763,83Electro Sur Este 0,20 0,00 0,06 0,00 0,80 0,00 31 563,46Electro Ucayali 0,04 0,20 0,08 0,00 0,80 0,06 11 210,10Electrocentro 0,02 0,42 0,41 0,00 0,80 1,24 9 101,30Electronoroeste 0,01 0,35 0,07 0,00 0,80 1,21 24 790,30Electronorte 0,07 0,35 0,02 0,00 0,80 1,11 23 174,33Electrosur 0,07 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 11 000,00Emseusac 0,10 0,16 0,13 0,03 0,80 0,06 4 000,00Hidrandina 0,02 0,60 0,20 0,00 0,80 1,11 52 697,43Seal 0,16 0,00 0,00 0,00 0,80 0,00 17 869,56Sersa 0,10 0,16 0,13 0,03 0,80 0,06 2 284,82

Costos Estándares Unitarios de Implementación: Zona Urbano Lima(Nuevos Soles)

EmpresaFISE-14A

Costo Unitario por Empadronamiento

Costo Unitario por Agente GLP

Edelnor 5,09 43,53Luz del Sur 3,77 120,32

Costos Estándares Unitarios Operativos - Mensual: Zona Urbano Lima(Nuevos Soles)

Empresa

FISE-14BCosto Unitario

Costo Total por Gestión

AdministrativaImpresión de Vales

Reparto de Vales

Entrega de Vales

Canje y Liquidación

Canje de Vales Digitales mediante

Banca CelularAtención

Edelnor 0,06 0,00 0,00 0,25 0,80 1,19 6 624,00Luz del Sur 0,06 0,02 0,00 0,00 0,80 1,19 11 431,27

9El Informativo

RESOLUCIONES TARIFARIASRESOLUCIONES DEL CONSEJO DIRECTIVO RELACIONADAS CON LA GERENCIA

ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA - GART - AÑO 2014

2015N° Número Oficial Fecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

001 001-2015 15.01 20.01 Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A. – Edelnor contra la Resolución Osinergmin N° 229-2014-OS/CD que modificó el Plan de Inversiones en Transmisión del periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, en lo correspondiente al Área de Demanda 6.

002 002-2015 15.01 20.01 Declaran fundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Electro Sur Este S.A.A. contra la Resolución Osinergmin N° 232-2014-OS/CD que modificó el Plan de Inversiones en Transmisión del periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, en lo correspondiente al Área de Demanda 10.

003 003-2015 15.01 20.01 Declaran fundado e infundado extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Electro Ucayali S.A. contra la Resolución Osinergmin N° 233-2014-OS/CD que modificó el Plan de Inversiones en Transmisión del periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, en lo correspondiente al Área de Demanda 14.

004 004-2015 15.01 20.01 Disponen la publicación en la página Web de Osinergmin de la norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los Contratos de Concesión del Sistema Complementario de Transmisión”, junto con sus respectivos informes y anexo.

005 005-2015 15.01 20.01 Disponen la publicación en la página Web de Osinergmin del proyecto de resolución aprueba la modificación de la Norma “Procedimiento para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 688-2008-OS/CD, conjuntamente con su exposición de motivos, informes y anexo.

006 006-2015 15.01 16.01 Disponen la publicación en la página Web de Osinergmin de la norma “Procedimiento de Liquidación para el Cálculo del Factor de Ajuste por Aplicación del Mecanismo de Promoción para Conexiones Residenciales”, junto con sus respectivos informes y anexo.

007 007-2015 15.01 16.01 Disponen la publicación, en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución que incorpora el Anexo C.7 “Procedimiento para la Fijación de Cargos de Mantenimiento, Corte y Reconexión, Acometidas y otros Cargos Tarifarios Complementarios a las Tarifas Iniciales”, a la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD.

008 013-2015 30.01 31.01 Disponen la publicación en la página Web de OSINERGMIN del proyecto de resolución que aprueba “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”, exposición de motivos e informes.

009 014-2015 27.01 notif. 29.01 Aprueban Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y su fórmula de reajuste. Resolución corregida mediante Fe de erratas publicada el 06.02.2015

010 015-2015 27.01 notif. 29.01 Aprueban factores de actualización “p” para determinar cargos unitarios por Compensación por Seguridad de Suministro de RF de Talara y RF Ilo.

011 016-2015 27.01 notif. 29.01 Aprueban la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2014”.

012 017-2015 27.01 notif. 29.01 Declaran fundado e infundado extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A. contra la Resolución Osinergmin N° 248-2014-OS/CD que modificó el Plan de Inversiones en Transmisión del periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, aprobado mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD y modificatoria, en lo correspondiente al Área de Demanda 5.

013 018-2015 27.01 30.01 Declaran improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por Electrosur S.A., contra la Resolución Osinergmin N° 249-2014-OS/CD que desestimó la solicitud de modificación del Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, aprobado mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD y modificatoria, en lo correspondiente al Área de Demanda 12.

10 El Informativo

2015N° Número Oficial Fecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

014 019-2015 27.01 30.01 Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto por Electricidad del Perú S.A. – Electroperú S.A. contra la Resolución N° 242-2014-OS/CD, en todos sus extremos.

015 020-2015 27.01 30.01 Declaran no ha lugar la solicitud de nulidad planteada por Kallpa Generación S.A. contra la Resolución N° 242-2014-OS/CD.

016 021-2015 27.01 30.01 Disponen la publicación, en la página Web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba el nuevo Procedimiento Técnico COES PR-30 “Valorización de las Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema Garantizado de Transmisión” y la modificación del “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES - SINAC”, conjuntamente con su exposición de motivos e informes.

017 022-2015 27.01 29.01 Aprueban Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados a que se refiere el Art. 2° de la Ley N° 27510.

018 027-2015 27.01 31.01 Modifican el plazo previsto en la Resolución Osinergmin N° 005-2015-OS/CD, para la remisión de opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución que aprueba la modificación de la Norma “Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley N° 28832”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 688-2008-OS/CD, a efectos de que las mismas puedan ser remitidas hasta el día 14 de febrero de 2015.

019 028-2015 10.02 12.02 Declaran fundado e infundado extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A., contra la Resolución Osinergmin N° 258-2014-OS/CD que excluyó a la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. de lo dispuesto en la Resolución N° 180-2002-OS/CD.

020 029-2015 10.02 12.02 Disponen la publicación, en la página web de Osinergmin, del proyecto de norma “Procedimiento de Facturación para las concesiones de distribución comprendidas en el proyecto: Masificación del uso de Gas Natural a Nivel Nacional” conjuntamente con su exposición de motivos e informes.

021 030-2015 10.02 13.02 Disponen la publicación del proyecto de Resolución que fija el Cargo RER Autónomo para las Áreas No Conectadas a Red, aplicable al período 1 de mayo de 2015 - 30 de abril de 2016, conjuntamente con su exposición de motivos e informes.

022 032-2015 12.02 19.02 Declaran fundado el recurso de apelación interpuesto por la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Oriente S.A. contra la Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria N° 093-2014-OS/GART que aprobó los costos administrativos y operativos del FISE de las empresas de distribución eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas.

023 033-2015 12.02 14.02 Modifican el plazo previsto en el Artículo 2° de la Resolución N° 013-2015-OS/CD, de modo que las opiniones y sugerencias sobre el proyecto de Resolución que aprueba la Norma “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”, puedan ser remitidas por escrito a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de Osinergmin hasta el día lunes 23 de febrero de 2015, con las características y condiciones establecidas en el referido Artículo.

024 036-2015 25.02 27.02 Aprueban Procedimiento Técnico COES PR-13 “Determinación de la Energía Firme y Verificación de la Cobertura de la Energía Anual Comprometida”.

025 037-2015 24.02 27.02 Reemplazan cuadros resumen consignados en el Anexo 1 de las Res. N° 217-2012-OS/CD, mediante la cual se reemplazó el Plan de Inversiones en Transmisión, por Área de Demanda u por cada titular que la conforma, aprobado mediante Res. N° 151-2012-OS/CD.

026 039-2015 24.02 27.02 Disponen la publicación en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba los “Porcentajes para determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión”

027 041-2015 24.02 02.03 Disponen la publicación, en la página Web de Osinergmin, de la Resolución que incorpora el numeral 8.7 y el Anexo C.7 denominado “Procedimiento para la Fijación de Cargos de Mantenimiento, Corte y Reconexión, Acometidas y otros Cargos Tarifarios Complementarios a las Tarifas Iniciales”, a la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución Osinergmin N° 080-2012-OS/CD, junto con su respectivo informe y anexo.

028 042-2015 04.03 07.03 Designan integrantes del Comité para la Conducción del Proceso de la Cuarta Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

11El Informativo

2015N° Número Oficial Fecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

029 043-2015 04.03 05.03 Aprueban la Norma “Procedimiento de Cálculo de Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos – Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano”. Corregida por Fe de Erratas publicada el 18.03.2015

030 044-2015 04.03 07.03 Disponen la publicación del proyecto de norma “Metodologías para el cálculo de pérdidas técnicas en sistemas eléctricos de distribución” en la página web de Osinergmin.

031 045-2015 06.03 10.03 Aprueban publicación del proyecto de resolución que aprueba la Tarifa Regulada de Seguridad y el Cargo Tarifario SISE para el Adelanto de Ingresos Garantizados del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos - Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano.

032 046-2015 06.03 10.03 Aprueban publicación de proyecto de resolución que aprueba la Liquidación Anual de los Ingresos de los Contratos tipo BOOT (empresa Red Eléctrica del Sur S.A. e Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.), para el período mayo 2015 - abril 2016.

033 047-2015 06.03 10.03 Aprueban publicación de proyecto de Resolución que aprueba la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión eléctrica los SST y/o SCT.

034 048-2015 06.03 10.03 Disponen la publicación del proyecto de resolución que modifica la Resolución N° 054-2013-0S/CD, para la revisión de la Distribución entre Generadores de la Responsabilidad de Pago de los Sistemas Secundario y Complementario de Transmisión.

035 049-2015 06.03 10.03 Aprueban publicación de proyecto de resolución que fija las tarifas correspondientes a la Línea de Transmisión en 138 kV Huallanca - Pierina.

036 050-2015 06.03 10.03 Aprueban el nuevo Procedimiento Técnico COES PR-35 "Asignación de Responsabilidad de pago de los SST y SCT por parte de los Generadores por el Criterio de Uso" y la modificación del "Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC".

037 051-2015 06.03 10.03 Aprueban publicación de proyecto de resolución que fija los Precios en Barra para el período mayo 2015 - abril 2016.

038 052-2015 06.03 10.03 Resuelven el Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S.A. - Cálidda contra la Resolución Osinergmin N° 277-2014-0S/CD que aprobó la liquidación de Ingresos y Gastos de la Promoción para la conexión de consumidores residenciales correspondiente al período 2010 - 2014, para la concesión de Lima y Callao.

039 055-2015 24.03 26.03 Disponen la acumulación de procedimientos administrativos; y declaran no ha lugar, infundado y fundado en parte extremos de los recursos de reconsideración interpuestos por las empresas Hidrandina S.A., Electronoroeste S.A., Electrocentro S.A. y Electronorte S.A. contra la Resolución N° 014-2015-OS/CD, que aprobó los Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

040 056-2015 24.03 26.03 Declaran improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Electroperú S.A. en contra de la resolución N° 015-2015-OS-CD, que aprobó los factores de ajuste de los cargos adicionales del peaje del sistema principal de transmisión para el periodo febrero-abril del 2015.

041 057-2015 24.03 26.03 Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Ucayali S.A. contra la resolución N° 015-2015-OS-CD, que aprobó los factores de ajuste de los cargos adicionales del peaje del sistema principal de transmisión para el periodo febrero-abril del 2015.

042 058-2015 24.03 26.03 Disponen la acumulación de procedimientos administrativos; y declaran fundados, fundados en parte e infundados los extremos de los recursos de reconsideración interpuestos por Luz del Sur S.A.A. y Edecañete S.A. contra la resolución N° 016-2015-OS-CD, que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2014” (MOD INV_2015).

043 059-2015 24.03 26.03 Declaran fundados, fundados en parte, infundado e improcedente los extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Edelnor S.A.A. contra la resolución N° 016-2015-OS-CD, que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2014” (MOD INV_2015).

044 060-2015 24.03 26.03 Modifican la Resolución Osinergmin N° 016-2015-OS-CD, que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos 2014” (MOD INV_2015), conforme con lo resuelto en los recursos de reconsideración interpuestos contra dicha resolución.

12 El Informativo

2015N° Número Oficial Fecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

045 061-2015 24.03 26.03 Aprueban la propuesta Base Tarifaria de los Refuerzos considerados como vinculantes en el Plan de Transmisión 2015-2024, aprobado mediante Resolución Ministerial N° 575-2014-MEM/DM.

046 062-2015 24.03 26.03 Disponen la publicación, en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba las áreas de demanda a que se refieren los numerales I) y II) del literal i) del artículo 139 del reglamento de la Ley de Concesión Electricas, aplicables para el periodo de vigencia comprendido entre el 01 de mayo de 2015 y el 30 de abril de 2021, junto con su Anexo, su exposición de motivos y sus respectivos informes.

RESOLUCIONES GART

2015N° Número Oficial Fecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

001 001-2015 07.01 09.01 Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Electro Oriente S.A. contra la Resolución N° 086-2014-OS/GART, que aprobó los costos administrativos y operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas

002 002-2015 07.01 09.01 Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Electro Puno S.A.A. contra la Resolución N° 086-2014-OS/GART, que aprobó los costos administrativos y operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas.

003 003-2015 07.01 09.01 Aprueban costos administrativos y operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas.

004 004-2015 09.01 10.01 Fijan Márgenes Comerciales y publican nuevas Bandas de Precios para todos los Productos, vigentes desde el 11 de Enero de 2015 hasta el 29 de Enero de 2015.

005 005-2015 09.01 10.01 Disponen la publicación en la página web de Osinergmin del proyecto de resolución que aprueba los Costos Estándares Unitarios de las Distribuidoras Eléctricas para la implementación y operatividad del Programa FISE, junto con su Anexo y sus respectivos informes.

006 006-2015 21.01 notif. 27.01 Calificar como información confidencial los códigos de fuente y el Anexo A del Manual de Conceptualización: Modelaje Matemático Detallado del “Modelo de Operación Económica del SEIN para Planificación de la Transmisión-MODPLAN” remitida a Osinergmin por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) mediante comunicación COES/D-723-2014, el 10 de diciembre de 2014, que obra en el expediente administrativo N° 649-2014-GART.

007 007-2015 27.01 notif. 29.01 Fijan Márgenes Comerciales y publican nuevas Bandas de Precios para todos los Productos, vigentes desde el 30 de enero de 2015 hasta el 26 de febrero de 2015.

008 008-2015 30.01 notif. 03.02 Califican como confidencial la información consistente en los Márgenes Comerciales sobre los Precios de Lista de los productos que comercializa y que se encuentran dentro del Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo, proporcionados a Osinergmin por Refinería La Pampilla S.A.A. mediante Documento RYM-DAYD-006-2015 recibido el 19 de enero de 2015, según registro GART Nº 492-2015, que obra en el Expediente D.018-2015-GART.

009 009-2015 03.02 05.02 Aprueban costos administrativos y operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus actividades vinculadas por el descuento en la compra del balón de gas.

010 011-2015 19.02 Califican como confidencial la información consistente en los Márgenes Comerciales aplicables a las ventas de los combustibles que comercializa Petroperú S.A, cuyos valores fueron remitidos a Osinergmin mediante documento MEXT-329-2015 recibido el 02 de febrero de 2015 según Tramite GART N° 1119 que obra en el Expediente D.018-2015-GART.

011 012-2015 20.02 25.02 Aprueban los Costos Estándares Unitarios de las Distribuidoras Eléctricas para la implementación y operatividad del FISE, y su fórmula de actualización.

012 013-2015 25.02 26.02 Mantienen la vigencia de las Bandas de Precios y los Márgenes comerciales establecidos en el Resolución N° 007-2015-OS/GART, hasta el jueves 26 de marzo de 2015.

013 017-2015 10.03 12.03 Aprueban costos administrativos y operativos del FISE de las Empresas de Distribución Eléctrica en sus actividades vinculadas con el descuento en la compra del balón de gas.

014 019-2015 10.03 12.03 Fijan Márgenes Comerciales y publican nuevas Bandas de Precios para todos los Productos, vigentes desde el 27 de marzo de 2015 hasta el 30 de abril de 2015.

13El Informativo

EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS DE ELECTRICIDAD

Tarifas en Barra Evolución de las Tarifas de Electricidad

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

Evolución del Precio MedioBarra Lima 220 kV

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

jun-14

nov-1

4

abr-1

5

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

PotenciaEnergíaTotal

LIMA

ctm. S

/./kW

.h

Evolución del Precio MedioBarra Cusco 138 kV

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

jun-14

nov-1

4

abr-1

5

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

PotenciaEnergíaTotal

CUSCO

ctm. S

/./kW

.h

Evolución del Precio MedioBarra Arequipa 138 kV

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

jun-14

nov-1

4

abr-1

5

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

PotenciaEnergíaTotal

AREQUIPA

ctm. S

/./kW

.h

14 El Informativo

Tarifas Aplicables a los Clientes Finales

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

mar-0

3

ago-0

3

ene-0

4

jun-04

nov-0

4

abr-0

5

sep-0

5

feb-06

jul-06

dic-06

may-0

7

oct-0

7

mar-0

8

ago-0

8

ene-0

9

jun-09

nov-0

9

abr-1

0

sep-1

0

feb-11

jul-11

dic-11

may-1

2

oct-1

2

mar-1

3

ago-1

3

ene-1

4

jun-14

nov-1

4

abr-1

5

25

30

35

40

45

30 kW.h65 kW.h

125 kW.h

Evolución del Precio Medio Residencial - Lima

ctm

. Sol

/kW

.h

Tarifas Residenciales e Inflación

La variación anual de las tarifas eléctricas residenciales en Lima durante el periodo 2005 – abril 2015, así como la variación del diesel 2, residual 6, inflación y devaluación se muestra a continuación:

Varia

ción

(%)

2013 2015 (*) Acumulada

300%

250%

200%

150%

100%

50%

0%

-50%

Res

iden

cial

BT5

B

18,80%18,77%18,57%42,44%35,86%34,55%-6,32%

30 kW.h65 kW.h

125 kW.hDiesel 2

Residual 6Inflación

Devaluación

Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles enLima vs. Inflación y Devaluación

(*) Tarifas de electricidad de abril 2015 e indicadores disponibles al 31.03.2015Fuente: SBS, BCRP, INEI, Petroperú, OSINERGMINElaboración: GART

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

3,6%4,1%4,4%

-11,9%-18,4%

3,0%4,2%

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

1,5%3,8%

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

-6,1%

1,1%0,7%

-0,2%7,2%

21,8%3,9%

-7,0%

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

-7,6%-33,6%

6,7%4,8%

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

63,2%59,1%

2,1%-2,8%

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

29,2%29,6%

4,7%-3,9%

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

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

-4,5%

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

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

-8,0%

20122005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 20144,6%5,3%5,8%

-16,1%-20,3%

1,5%6,1%

15El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa al primer trimestre del año 2015 en las empresas concesionarias de electricidad.

Mercado Eléctrico

Evolución de las Ventas de EnergíaLas ventas a usuarios finales, realizadas en el primer trimestre de 2015 por las empresas de servicio público de electricidad, fue de 9 607 GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en similar periodo de los años 2013 y 2014 fue de 10,1% y 4,5% respectivamente.

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO

Ventas - I Trimestre 2015(GW.h)

Mercado 2013 2014 2015Regulado 4 934 5 235 5 399Libre 3 789 3 956 4 208Total 8 723 9 191 9 607

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGIA

GW

.h

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

ReguladoLibre

Año 2015Año 2014Año 2013

Las ventas de energía al mercado libre en el primer trimestre de 2015 han representado el 44% de las ventas totales, la participación en el primer trimestre de los años 2013 y 2014 fue del 43% respectivamente.

44%43%

43%

57%57%

56%

201520142013

Baja Tensión34%

Media Tensión30%

Alta Tensión7%

Muy Alta Tensión29%

Las ventas en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el 29%, 7%, 30% y 34% respectivamente.

16 El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Evolución de la Facturación por Ventas de EnergíaEn el primer trimestre de 2015, la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (969 millones US$) aumentó en 9,3% y 2,4% respecto a lo alcanzado en el primer trimestre de los años 2013 y 2014 respectivamente.

Facturación - I Trimestre 2015(Millones US$)

Mercado 2013 2014 2015Regulado 621 662 672Libre 265 284 296Total 886 946 969

ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

La facturación del mercado libre en el primer trimestre de 2015 representa el 31% de la facturación total. La participación de la facturación del mercado libre en el primer trimestre de los años 2013 y 2014 fue del 30% respectivamente.

Las ventas de energía en los sectores industrial, residencial, comercial y alumbrado público representaron el 53%, 24%, 21% y 2%, respectivamente.

Industrial 53% Residencial 23%

Comercial 21%

Alumbrado 2%

Mill

ones

de

US$

0

200

400

600

800

1 000

LibreRegulado

Año 2015Año 2014Año 2013

31%30%

30%

70%70%

69%

201520142013

La facturación por ventas de energía en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representaron el 19%, 4%, 26% y 50%, respectivamente.Baja Tensión

51%

Media Tensión26%

Alta Tensión5%

Muy Alta Tensión19%

17El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Número de ClientesEl parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en marzo de 2015 se han atendido 300 380 nuevos suministros más que en marzo de 2014 y 603 681 nuevos suministros más que en marzo de 2013.

Número de Clientes

Año ClientesVariación Anual

Variación %

Marzo 2013 5 912 184 - -

Marzo 2014 6 215 485 303 301 5,1%

Marzo 2015 6 515 865 300 380 4,8%

ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES

Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 33%, en el sector industrial el 41%, en el sector comercial el 22% y por el servicio de alumbrado público el 3% del total respectivamente.

Industrial 41%

Residencial 33%

Comercial 22%

Alumbrado 3%

Clie

ntes

0

1 000 000

2 000 000

3 000 000

4 000 000

5 000 000

6 000 000

7 000 000

8 000 000

Año 2015Año 2014Año 2013

En marzo del año 2015, el 93% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 7% restante a no residenciales (alumbrado público, industrial y comercial).

Residencial 92,7%

Industrial 0,4%

Comercial 6,8%Alumbrado 0,1%

El sector residencial por su parte, está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kW.h (34%) y aquellos que consumen de 31 a 100 kW.h (28%), los clientes con otros rangos de consumo representan el 39%.

Otros 3%301 - 500 kW.h6%

151 - 300 kW.h16%

101 - 150 kW.h13%

31 - 100 kW.h28%

0 - 30 kW.h34%

18 El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

ESTADÍSTICA DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDADEN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la producción de energía eléctrica al primer trimestre del año 2015 fue 10 820 GW.h, valor que representa un aumento de 4,8% con relación a la producción reportada para el mismo periodo del año anterior (10 322 GW.h).

Respecto a la producción de energía reportada al primer trimestre del año 2014, se han registrado variaciones de 7,5%, -0,7% y 119,7% en la producción hidroeléctrica, térmica y renovable respectivamente.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h

Empresas2014 2015

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA RENOVABLE TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA RENOVABLE TOTALElectroperú 1 539,9 1,7 1 541,6 1 623,8 0,4 1 624,2Edegel 995,5 962,2 1 957,7 984,3 804,1 1 788,3Egenor 634,6 82,3 716,9 676,1 32,0 708,1Eepsa 77,7 77,7 114,7 114,7STATKRAFT 483,1 483,1 507,8 507,8Termoselva 101,3 101,3 82,4 82,4Shougesa 2,4 2,4 0,5 0,5Egemsa 181,0 0,0 181,0 182,9 0,0 182,9Egasa 234,3 132,1 366,4 190,0 104,7 294,6Enersur 226,6 1 612,1 1 838,7 288,7 1 432,6 1 721,3Egesur 27,5 28,5 56,0 21,6 37,8 59,4San Gabán 237,4 0,2 237,6 233,9 0,1 234,0Huanchor 39,3 39,3 33,8 33,8E. Santa Cruz 60,0 60,0 68,6 68,6S. de Fibras 33,2 33,2 56,5 56,5Kallpa 1 350,6 1 350,6 872,9 872,9Chinango 231,5 231,5 389,9 389,9Gepsa 16,8 16,8 11,8 11,8Celepsa 457,4 457,4 454,7 454,7AIPSA 22,3 22,3 20,5 20,5MAJA 4,5 4,5 7,2 7,2SINERSA 8,0 8,0 14,0 14,0E. Santa Rosa 1,6 1,6 1,9 1,9Aguas y Energia 24,9 24,9 24,6 24,6PETRAMAS 8,0 8,0 8,0 8,0HIDROCAÑETE 7,3 7,3 7,6 7,6SDE Piura 46,7 46,7 44,2 44,2Maple Etanol 13,2 13,2 0,0 0,0 0,0GTS MAJES 12,1 12,1 11,0 11,0GTS REPARTICION 11,7 11,7 10,4 10,4GTS Tacna Solar 14,8 14,8 12,5 12,5Panamericana Solar 13,5 13,5 11,9 11,9E. YANAPAMPA 7,5 7,6 7,7 7,7Termochilca 104,1 104,1 24,2 24,2Fenix Power 159,8 159,8 1 055,7 1 055,7Rio Doble 30,1 30,1 39,7 39,7Huanza 82,2 82,2 87,7 87,7Parque eolico Marcona 0,0 0,0 0,0 30,7 30,7ENERGÍA EÓLICA 0,0 0,0 0,0 94,1 94,1EGE Junin 0,0 0,0 80,8 80,8Moquegua FV 0,0 0,0 0,0 11,0 11,0EGECSAC 0,0 0,0 8,8 8,8

TOTAL 5 531 4 695 96 10 322 5 948 4 662,7 210,0 10 820

PRODUCCION DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.hComparación I Trimestre 2015

ENERGÍA EÓLICAPARQUE EOLICO MARCONAHUANZARIO DOBLEFENIX POWERTERMOCHILCAE. YANAPAMPAPANAMERICANA SOLARGTS TACNA SOLARGTS REPARTICIONGTS MAJESMAPLE ETANOLSDE PIURAHIDROCAÑETEPETRAMASAGUAS Y ENERGIAE. SANTA ROSASINERSAMAJAAIPSACELEPSAGEPSAE. SANTA CRUZEGESURSHOUGESAS. MINERA CORONAS. DE FIBRASEEPSACHINANGO SAN GABÁNEGASAEGEMSATERMOSELVAKALLPASN POWEREGENORENERSURELECTROPERÚEDEGEL

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

19El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEIN

Empresas I Trimestre 2015 Vs I Trimestre 2014HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA RENOVABLE TOTAL

Electroperú -5,2% -76,0% 5,4%Edegel 1,1% -16,4% -8,7%Egenor -6,1% -61,1% -1,2%Eepsa 47,6% 47,6%STATKRAFT -4,9% 5,1%Termoselva -18,6% -18,6%Shougesa -78,6% -78,6%Egemsa -1,0% 1,0%Egasa 23,3% -20,8% -19,6%Enersur -21,5% -11,1% -6,4%Egesur 27,5% 32,7% 6,1%San Gabán 1,5% -44,6% -1,5%Huanchor 16,4% -14,1%E. Santa Cruz -12,5% 14,4%S. de Fibras 70,4% 70,4%Kallpa -35,4% -35,4%Chinango -40,6% 68,4%Gepsa 42,1% -29,6%Celepsa 0,6% -0,6%AIPSA -8,2% -8,2%MAJA -37,6% 60,2%SINERSA -43,1% 75,8%E. Santa Rosa -12,6% 14,2%Aguas y Energia 1,2% -1,2%PETRAMAS -0,6% -0,5%HIDROCAÑETE -3,0% 3,1%SDE Piura -5,3% -5,3%Maple Etanol -10 -10GTS MAJES -9,2% -9,2%GTS REPARTICION -11,4% -11,3%GTS Tacna Solar -15,7% -15,7%Panamericana Solar -12,0% -12,0%E. YANAPAMPA -2,2% 2,3%Termochilca -76,7% -76,7%Fenix Power 560,7% 560,7%Rio Doble -24,1% 31,8%Huanza -6,3% 6,7%Parque eolico MarconaENERGÍA EÓLICAEGE JuninMoquegua FVEGECSACTOTAL -7,0% -0,7% 119,7% 4,8%

En términos de participación por tipo de fuente se observa que, en el total de la energía producida al primer trimestre del año 2015, la producción de energía proveniente de centrales hidroeléctricas ha registrado un decremento de 1% comparado con el cuarto trimestre del año 2014.

55%

43%

54%

45%

2015

2014

HIDROELÉCTRICA

RENOVABLE

TERMOELÉCTRICA

2%1%

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTESEIN - PARTICIPACIÓN I Trimestre

20 El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

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

CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEINPARTICIPACIÓN I Trimestre

42,7%

57,1%

45,4%

54,6%

2015

2014

RENOVABLE

TERMOELÉCTRICA

0,2%0,1%

HIDROELÉCTRICA

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEINComparación I Trimestre 2015

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

Año 2015Año 2014

FENIX POWER PERUEMGHUANZAE. SANTA ROSAMAJAHIDROCAÑETEE. YANAPAMPAPETRAMASGEPSASINERSAAIPSAAGUAS Y ENERGÍARIO DOBLES. MINERA CORONASDE PIURAMAPLE ETANOLS. DE FIBRASE. SANTA CRUZEGESURSHOUGESAEGEMSAEEPSA SAN GABÁNTERMOSELVACHINANGO TERMOCHILCACELEPSASN POWEREGASAEGENORKALLPAELECTROPERÚENERSUREDEGEL

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA I Trimestre 2014

S. DE FIBRAS 0,33%, MAPLE ETANOL 0,32%, SDE PIURA 0,29%, S. MINERA CORONA 0,22%,RIO DOBLE 0,2%, AGUAS Y ENERGÍA 0,14%, AIPSA 0,13%, SINERSA 0,11%, GEPSA 0,11%,PETRAMAS 0,06%, E. YANAPAMPA 0,05%, HIDROCAÑETE 0,04%, MAJA 0,04%,E. SANTA ROSA 0,02%

EGESUR 0,64%SHOUGESA 0,72%

EGEMSA 0,97%EEPSA 1,26%

SAN GABÁN 1,3%TERMOSELVA 1,87%CHINANGO 2,12%TERMOCHILCA 2,3%

CELEPSA 2,44%SN POWER 2,98%

EGASA 3,5%

EGENOR 6,83% KALLPA 9,45%

ELECTROPERÚ 9,91%

ENERSUR 13,87%

EDEGEL 14,77%EMGHUANZA 0,52%

E. SANTA CRUZ 0,38%

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA I Trimestre 2015EMPRESA DE GENERACION JUNIN 0,41%, E. SANTA CRUZ 0,35%, S. DE FIBRAS 0,29%,SDE PIURA 0,24%, S. MINERA CORONA 0,2%, RIO DOBLE 0,2%, MAPLE ETANOL 0,16%,AIPSA 0,12%, AGUAS Y ENERGÍA 0,12%, SINERSA 0,1%, GEPSA 0,1%,EMPRESA DE GENERACIÓN CANCHAYLLO 0,05%, PETRAMAS 0,05%, E. YANAPAMPA 0,04%,HIDROCAÑETE 0,04%, MAJA 0,04%, E. SANTA ROSA 0,02%

EGEMSA 0,9%EMGHUANZA 0,98%

EEPSA 1,05%SAN GABÁN 1,2%

TERMOSELVA 1,78%CHINANGO 1,98%

TERMOCHILCA 2,13%

CELEPSA 2,27%

SN POWER 2,76%

EGASA 3,17%

EGENOR 3,81%

FENIX POWER PERU 5,8% ELECTROPERÚ 9,14%

KALLPA 10,74%

ENERSUR 13,02%

EDEGEL 15,07%SHOUGESA 0,62%

21El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA

De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la cobertura de la máxima demanda registrada en el primer trimestre del año 2015, fue 6,3% mayor que su similar registrado en el año 2014. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de dicha variable desagregado por centrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN.

AÑO MES ( MW )

Hidroeléctrica Termoeléctrica Renovables Total

2014

ENERO 2 806 2 729 30 5 565

FEBRERO 2 848 2 678 112 5 638

MARZO 2 745 2 922 11 5 677

2015

ENERO 3 098 2 581 115 5 794

FEBRERO 3 116 2 514 198 5 828

MARZO 3 214 2 796 27 6 036

Máx. Dem. I Trim. 2014 2 745 2 922 11 5 677

Máx. Dem. I Trim. 2015 3 214 2 796 27 6 036

% Variación 2015/2014 17,1% -4,3% 143,5% 6,3%

El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en el SEIN. Se observa que la participación promedio de las centrales hidroeléctricas en la cobertura de la Máxima Demanda en el primer trimestre del año 2014 y 2015 es 48% y 53% respectivamente.

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN - SEIN

abr-

13

may

-13

jun-

13

jul-1

3

ago-

13

set-

13

oct-

13

nov-

13

dic-

13

ene-

14

feb-

14

mar

-14

abr-

14

may

-14

jun-

14

jul-1

4

ago-

14

set-

14

oct-

14

nov-

14

dic-

14

ene-

15

feb-

15

mar

-15

RenovablesTermoeléctricaHidroeléctrica

% P

arti

cipa

ción

en

la C

ober

tura

de la

Máx

ima

Dem

anda

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

22 El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de 1994, tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución.

TOTAL PERÚ (1994-2014*)

25%

20%

15%

10%

5%

0%

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

7,59

%

7,45

%

7,39

%

7,28

%

7,33

%

7,25

%

7,12

%

6,85

%

7,05

%

7,10

%

7,04

%

6,95

%

6,88

%

6,84

%

6,81

%

6,82

%

6,83

%

6,71

%

6,64

%

6,51

%

6,02

%

0,8%

1,5%2,0%

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

3%4,8%7,

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

7,5%

8,6%

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

,3%

11,5

%

12,4

%14,6

%17,1

%19,7

%

20,6

%

7,4%7,

9%

7,6%7,8%

7,8%

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

Edelnor (Lima Metropolitana)

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edelnor (Zonal Chancay)

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

25%

20%

15%

10%

5%

0%

(*) Cifras acumuladas al IV Trimestre 2014 Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

Luz del Sur

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edecañete

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

25%

20%

15%

10%

5%

0%

23El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Electrocentro

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Electronoroeste

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Seal

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

(*) Cifras acumuladas al IV Trimestre 2014 Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

Electronorte

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Hidrandina19

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

14

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Electro Sur Este

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

24 El Informativo

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Electro Dunas

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Electro Oriente

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

Electro Ucayali

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

(*) Cifras acumuladas al IV Trimestre 2014 Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

Electrosur

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

35%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

Sersa19

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

14

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

Electro Puno

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

40%

20%

15%

10%

5%

0%

25%

30%

35%

25El Informativo

SITUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA DE LAS EMPRESAS DE ELECTRICIDAD AL 31/12/2014

Los resultados económicos que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estados financieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, remiten a OSINERGMIN. Para efectos de análisis y comparación con las cifras presentadas al 31 de diciembre de 2014, todas las cifras correspondientes En Millones de Nuevos Soles han sido reexpresadas a nuevos soles de diciembre 2014, utilizando para ello el índice (IPM) publicado por el INEI.

Balance GeneralEl total de activos para diciembre del 2014 fue de S/. 43 398,3 millones. Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales a diciembre del 2014 ascienden a S/. 30 098,4 millones representando el 69.4% del total de activos.

Del total de activos totales S/. 43 398,3 millones (100%); el 54,5% de activos corresponden al conjunto de empresas generadoras, el 11.3% a las empresas transmisoras y el 34,2% a las empresas de distribución. Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,2% (S/. 42 626,1 millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 1. 8% (S/. 772.1 millones) a los Sistemas Aislados.

Al cierre de diciembre 2014, el pasivo total asciende a S/. 19 288,0 millones lo cual representa el 44,4% de los activos totales.

En relación a la estructura del pasivo por subsector; el 52,4% de pasivos corresponden al conjunto de empresas generadoras, el 15,7% a las empresas transmisoras y el 31,9% a las empresas de distribución.Asimismo el pasivo corriente asciende a S/. 5 341,4 millones (27,7% del pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/. 13 946,6 millones (72,3% del pasivo).

El patrimonio neto a diciembre del 2014 asciende a S/. 24 110,2 millones, el cual representa el 55,6% de los activos totales.

Cabe destacar que el 56,2% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras, mientras que a las empresas distribuidoras 36,1% y el 7,7% a las de transmisión.

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAuditado Año 2014

(Expresado en Millones de Nuevos Soles)

Generación Transmisión Distribución Total

ACTIVO

ACTIVO CORRIENTE 3 929,9 487,4 2 332,0 6 749,3

ACTIVO NO CORRIENTE 19 720,3 4 414,0 12 514,7 36 649,0

Inversiones en Valores 879,1 171,0 1 050,1

Cuentas por Cobrar Comerciales 11,9 26,1 38,0

Otras Cuentas por Cobrar 35,3 471,9 61,9 569,1

Activo fijo 17 755,4 212,9 12 130,1 30 098,4

Otros activos no corrientes 1 038,6 3 729,2 125,4 4 893,2

TOTAL ACTIVO 23 650,2 4 901,4 14 846,7 43 398,3

PASIVO 10 103,1 3 037,2 6 147,7 19 288,0

PASIVO CORRIENTE 2 613,0 223,8 2 504,6 5 341,4

PASIVO NO CORRIENTE 7 490,1 2 813,4 3 643,1 13 946,6

PATRIMONIO NETO 13 547,1 1 864,2 8 699,0 24 110,2

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 23 650,2 4 901,4 14 846,7 43 398,3

26 El Informativo

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL Al 31 de diciembre de 2014En Millones de Nuevos Soles

Empresas ActivoCorriente

ActivoNo Corriente

PasivoCorriente

PasivoNo Corriente

PatrimonioNeto

Celepsa 96,9 961,2 36,3 350,7 671,0

Chinango Generador 40,3 551,4 35,4 194,0 362,3

Edegel 537,8 3 549,6 417,4 1 161,1 2 508,9

Eepsa 0,2 0,4 0,1 0,2 0,3

Egasa 262,4 573,8 41,4 22,5 772,2

Egemsa 77,2 849,8 68,9 135,8 722,3

Egenor 209,4 853,5 65,6 393,8 603,5

Egesur 54,2 109,3 7,8 16,0 139,7

Electroperú 933,8 2 819,0 154,1 523,8 3 075,0

Energía Eólica S.A. 130,8 621,5 130,1 554,6 67,6

Enersur 589,7 4 558,4 782,6 2 166,8 2 198,8

Kallpa 447,0 1 829,7 658,5 1 181,1 437,1

San Gabán 86,5 361,6 27,8 57,2 363,1

Shougesa 124,6 38,9 37,8 9,4 116,3

Sinersa 40,9 199,6 9,8 128,3 102,4

SN POWER PERU 182,0 1 641,9 127,8 569,3 1 126,8

Termoselva 116,4 200,7 11,8 25,6 279,8

Total Generadoras 3 929,9 19 720,3 2 613,0 7 490,1 13 547,1

Eteselva 53,8 138,9 2,1 14,8 175,7

Isa-Perú 12,1 110,1 13,0 14,6 94,7

Redesur 22,3 176,0 16,2 105,3 76,8

Rep 200,0 1 351,3 115,4 859,0 576,9

Transmantaro 199,2 2 637,8 77,2 1 819,8 940,0

Total Transmisoras 487,4 4 414,0 223,8 2 813,4 1 864,2

Adinelsa 91,2 215,0 11,9 23,3 271,1

Chavimochic 15,1 26,1 - - 41,2

Coelvisac 14,9 54,4 14,0 24,2 31,0

Edecañete 10,6 82,5 13,8 9,4 69,9

Edelnor 629,0 2 896,5 812,9 1 336,2 1 376,4

Eilhicha 1,8 0,7 0,6 0,1 1,9

Electro Dunas (Ex Electro Sur Medio) 65,5 409,1 84,8 119,0 270,8

Electro Oriente 148,0 563,9 79,7 76,3 555,8

Electro Puno 97,6 291,8 14,6 68,9 305,9

Electro Sur Este 144,5 603,5 70,1 24,8 653,2

Electro Tocache 4,9 3,8 1,4 - 7,3

Electro Ucayali 59,7 151,8 20,7 - 190,8

Electrocentro 109,5 923,6 133,3 73,2 826,6

Electronoroeste 96,0 619,6 186,0 81,6 448,0

Electronorte 87,8 470,4 129,9 109,4 318,9

Electrosur 56,5 197,7 37,1 40,5 176,5

Emseusa 1,7 6,2 0,9 0,3 6,8

Hidrandina 140,0 1 233,3 261,4 120,1 991,8

Luz del Sur 434,0 3 421,1 550,2 1 508,4 1 796,4

Perú Micro Energía 1,9 7,3 0,1 3,6 5,5

Seal 120,9 335,5 80,8 23,9 351,7

Sersa 0,9 1,0 0,4 - 1,5

Total Distribuidoras 2 332,0 12 514,7 2 504,6 3 643,1 8 699,0

TOTAL 6 749,3 36 649,0 5 341,4 13 946,6 24 110,2

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 6 581,7 36 044,4 5 260,3 13 866,4 23 499,4

SISTEMAS AISLADOS 167,6 604,6 81,1 80,2 610,8

TOTAL 6 749,3 36 649,0 5 341,4 13 946,6 24 110,2

27El Informativo

Estado de Ganancias y Pérdidas

Al 31 de diciembre de 2014, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 17 397,2 millones. Los gastos operativos fueron de S/. 12 786,1 millones (73,5% de los ingresos), resultando una utilidad operativa de S/. 4 611.1 millones (26.5% de los ingresos). La utilidad neta del periodo fue de S/. 3 305,5 millones representando el 19% de los ingresos totales.

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDASAl 31 de diciembre de 2014

(Expresado en Millones de Nuevos Soles)

Concepto Generación Transmisión Distribución Total

Ingresos 7 724,6 796,8 8 875,7 17 397,2

Gastos 4 926,4 429,8 7 429,9 12 786,1

Combustibles y lubricantes 1 254,6 - 164,1 1 418,6

Compra de energía 1 662,6 0,0 5 040,6 6 703,2

Cargas de personal 403,8 70,8 493,1 967,7

Servicios prestados por terceros 328,5 115,5 818,6 1 262,6

Provisiones del ejercicio 832,2 197,7 547,9 1 577,9

Otros Gastos 0,9 - 9,1 10,0

Utilidad (Pérdida) de Operación 2 798,2 367,0 1 445,9 4 611,1

Utilidad de operación / ingresos 0,4 0,5 0,2 0,3

Ingresos (Gastos) no Operativos -750,6 -168,1 -386,8 -1 305,6

Utilidad (Pérdida) Neta 2 047,6 198,9 1 059,0 3 305,5

Generación Interna de Recursos 3 630,5 564,7 1 993,7 6 188,9

Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad

Generación Transmisión Distribución

7 724,6

2 798,2

2 047,6

3 630,5

4 926,4

796,8

367,0 198,9

564,7429,8

8 875,7

1 445,9

1 059,0

1 993,7

7 429,9

9 000

8 500

8 000

7 500

7 000

6 500

6 000

5 500

5 000

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

IngresosGastosUtilidad (Pérdida) de OperaciónUtilidad (Pérdida) NetaGeneración Interna de Recursos

28 El Informativo

RESUMEN DE ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAl 31 de diciembre de 2014En Millones de Nuevos Soles

Empresas Ingresos GastosUtilidad(Pérdida)

de operación

GeneraciónInterna deRecursos

Utilidad(Pérdida)

Neta

Celepsa 271,4 205,5 65,9 105,8 17,4

Chinango Generador 158,6 74,8 83,8 104,4 74,7

Edegel 1543,9 998,3 545,6 742,1 528,3

Eepsa 0,2 0,1 0,1 0,1 0,0

Egasa 232,5 182,0 50,5 83,1 41,9

Egemsa 134,8 78,9 55,9 74,5 45,6

Egenor 396,6 265,3 131,3 172,0 156,6

Egesur 49,1 43,3 5,8 11,7 7,2

Electroperú 1018,7 523,8 494,9 621,4 518,3

Energía Eólica S.A. 43,1 24,1 18,9 29,4 -28,2

Enersur 1848,0 1120,6 727,3 877,3 410,8

Kallpa 1244,4 944,3 300,1 429,6 88,1

San Gabán 126,0 67,0 58,9 70,5 46,0

Shougesa 93,8 68,5 25,3 29,9 19,2

Sinersa 27,3 14,1 13,2 16,2 6,7

SN POWER PERU 300,8 157,6 143,3 173,3 55,3

Termoselva 235,6 158,1 77,5 89,3 59,5

Total Generadoras 7724,6 4926,4 2798,2 3630,5 2047,6

Eteselva 23,4 21,9 1,5 14,1 2,2

Isa-Perú 36,0 12,1 23,8 30,0 17,7

Redesur 46,4 22,0 24,3 32,4 16,2

Rep 395,8 229,5 166,3 255,0 93,8

Transmantaro 295,3 144,3 151,0 233,2 69,0

Total Transmisoras 796,8 429,8 367,0 564,7 198,9

Adinelsa 84,3 85,8 -1,5 9,3 1,0

Chavimochic 8,0 6,0 2,0 4,1 2,2

Coelvisac 128,1 121,8 6,3 9,6 4,2

Edecañete 35,7 34,0 1,7 6,8 3,0

Edelnor 2366,5 1923,0 443,5 589,3 302,2

Eilhicha 1,0 1,9 -1,0 -0,7 0,2

Electro Dunas (Ex Electro Sur Medio) 287,3 247,1 40,2 60,5 23,9

Electro Oriente 312,8 303,5 9,3 31,9 17,6

Electro Puno 150,8 131,6 19,2 33,8 13,0

Electro Sur Este 299,1 249,0 50,2 81,8 32,0

Electro Tocache 21,0 17,3 3,7 4,0 2,3

Electro Ucayali 126,2 120,5 5,7 11,9 8,1

Electrocentro 429,6 351,3 78,3 131,8 62,3

Electronoroeste 502,2 435,7 66,5 94,1 36,0

Electronorte 330,0 287,9 42,1 63,7 28,4

Electrosur 148,8 139,4 9,4 19,0 14,2

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

Hidrandina 731,8 641,0 90,8 153,2 65,8

Luz del Sur 2508,9 1982,2 526,6 612,1 399,9

Perú Micro Energía 2,4 1,8 0,7 1,6 0,6

Seal 391,7 340,6 51,1 74,2 41,4

Sersa 4,6 4,2 0,4 0,5 0,3

Total Distribuidoras 8875,7 7429,9 1445,9 1993,7 1059,0

TOTAL 17397,2 12786,1 4611,1 6188,9 3305,5

SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 17064,5 12466,4 4598,1 6149,7 3284,4

SISTEMAS AISLADOS 332,7 319,7 13,0 39,2 21,1

TOTAL 17397,2 12786,1 4611,1 6188,9 3305,5

29El Informativo

Ratios FinancierosEn función a los estados financieros de las empresas al 30 de diciembre de 2014 se ha preparado ratios a nivel de empresa y consolidado por tipo y sistema.

Para los totales consolidados por tipo de empresa, estos ratios fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa.

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2014(En Millones de Nuevos Soles)

Empresas RazónCorriente

Endeudamiento Patrimonial

Gir sobre Patrimonio (%)

Gir sobre Activo No Corriente (%)

Efectividad de Cobranzas (Días) (*)

Gastos en Personal (%)

Celepsa 2,67 0,58 15,76% 11,00% 75 14,55%

Chinango Generador 1,14 0,63 28,82% 18,94% 34 12,80%

Edegel 1,29 0,63 29,58% 20,91% 40 8,25%

Eepsa 3,29 1,00 40,15% 30,37% 54 11,86%

Egasa 6,34 0,08 10,76% 14,48% 30 11,50%

Egemsa 1,12 0,28 10,31% 8,76% 82 12,90%

Egenor 3,19 0,76 28,49% 20,15% 47 26,57%

Egesur 6,98 0,17 8,41% 10,75% 36 22,07%

Electroperú 6,06 0,22 20,21% 22,04% 35 9,14%

Enersur 1,01 10,13 43,52% 4,73% 203 26,48%

Enersur 0,75 1,34 39,90% 19,25% 45 6,08%

Kallpa 0,68 4,21 98,29% 23,48% 40 5,66%

San Gabán 3,11 0,23 19,41% 19,49% 51 15,52%

Shougesa 3,29 0,41 25,68% 76,72% 39 8,50%

Sinersa 4,17 1,35 15,77% 8,09% 41 31,34%

SN POWER PERU 1,42 0,62 15,38% 10,55% 41 17,45%

Termoselva 9,89 0,13 31,93% 44,50% 46 3,84%

GENERACIÓN 1,50 0,75 26,80% 18,41% 44 9,48%

Eteselva 25,68 0,10 8,05% 10,19% 28 25,44%

Isa-Perú 0,93 0,29 31,67% 27,24% 33 12,16%

Redesur 1,38 1,58 42,16% 18,40% 36 22,01%

Rep 1,73 1,69 44,20% 18,87% 54 29,14%

Transmantaro 2,58 2,02 24,81% 8,84% 77 17,07%

TRANSMISIÓN 2,18 1,63 30,29% 12,79% 60 23,38%

Adinelsa 7,68 0,13 3,45% 4,34% 74 85,32%

Chavimochic 0,00 0,00 9,87% 15,58% 31 41,04%

Coelvisac 1,06 1,23 30,99% 17,68% 76 11,35%

Edecañete 0,77 0,33 9,70% 8,22% 65 17,22%

Edelnor 0,77 1,56 42,82% 20,35% 44 10,96%

Eilhicha 2,89 0,38 -37,50% -94,68% 225 59,88%

Electro Dunas (Ex Electro Sur Medio) 0,77 0,75 22,34% 14,79% 56 16,57%

Electro Oriente 1,86 0,28 5,74% 5,66% 62 15,95%

Electro Puno 6,69 0,27 11,06% 11,59% 65 16,95%

Electro Sur Este 2,06 0,15 12,52% 13,55% 62 20,48%

Electro Tocache 3,55 0,19 54,30% 105,15% 50 21,02%

Electro Ucayali 2,88 0,11 6,23% 7,82% 47 19,87%

Electrocentro 0,82 0,25 15,95% 14,27% 53 23,05%

Electronoroeste 0,52 0,60 21,01% 15,20% 58 16,03%

Electronorte 0,68 0,75 19,98% 13,54% 54 17,63%

Electrosur 1,52 0,44 10,76% 9,61% 45 18,55%

Emseusa 1,94 0,17 18,03% 19,57% 50 17,07%

Hidrandina 0,54 0,38 15,45% 12,42% 50 18,00%

Luz del Sur 0,79 1,15 34,08% 17,89% 56 10,99%

Perú Micro Energía 16,34 0,69 28,43% 21,32% 45 32,67%

Seal 1,50 0,30 21,10% 22,13% 49 16,99%

Sersa 2,28 0,26 31,10% 46,33% 48 23,51%

DISTRIBUCIÓN 0,93 0,71 22,92% 15,93% 52 14,78%

SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL 1,25 0,81 23,31% 20,85% 48 12,74%

SISTEMAS AISLADOS 2,07 0,26 5,92% 6,56% 61 16,79%

TOTAL 1,26 0,80 22,87% 20,56% 49 12,82%

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

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

30 El Informativo

NOTICIAS

REAJUSTES VIGENTES A PARTIR DEL 01 DE MAYO DE 2015

MODIFICACIÓN DE PEAJESSe modifican a partir del 01 de mayo de 2015 los Peajes correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión de las empresas ISA PERÚ y REDESUR, mediante la Resolución Osinergmin N° 069-2015-OS/CD.

Se modifican a partir del 01 de mayo de 2015 los Peajes por Área de Demanda, correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, mediante la Resolución Osinergmin N° 070-2015-OS/CD.

FACTORES DE PONDERACIÓN DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓNLa Resolución Osinergmin N° 077-2015-OS/CD fija Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución por Sector Típico y del Valor Agregado de Distribución de los Sistemas Eléctricos Rurales de cada una de las empresas de distribución eléctrica para el periodo 01 de mayo de 2015 al 30 de abril de 2016.

APROBACIÓN DE FACTOR DE RECARGO DEL FONDO DE COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICAMediante Resolución Osinergmin N° 079-2015-OS/CD, se aprobó el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a cargos tarifarios de usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados, para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2015 al 03 de agosto de 2016.

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, Lima 41, PerúTeléfonos: (511) 224 0487 - 224 0488Fax: (511) 224 0491Correo Electrónico: postmaster.gart@osinergmin.gob.peSitio Web: www2.osinergmin.gob.pe

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

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COMITÉ EDITORIAL:Víctor Ormeño Salcedo vormeno@osinergmin.gob.peLuis Grajeda Puelles lgrajeda@osinergmin.gob.peJaime Mendoza Gacón jmendoza@osinergmin.gob.peMiguel Révolo Acevedo mrevolo@osinergmin.gob.pe

COLABORADOR (Artículo Técnico):Marcelo Damas Flores mdamas@osinergmin.gob.pe

COLABORADORESRubén Collantes Véliz rcollantes@osinergmin.gob.peJack Guillermo Alvarado jguillermo@osinergmin.gob.peAbel Huanca Astoquillca ahuancaa@osinergmin.gob.peJosé Ramos Choque jramos@osinergmin.gob.peSevero Buenalaya Cangalaya sbuenalaya@osinergmin.gob.peJosías Olivares Ramos jolivares@osinergmin.gob.pe

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