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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
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OSINERGMIN
“PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN ECONÓMICA Y
FINANCIERA 2009” Informe del Auditado 2009
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 20
2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO 25 2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL 25 2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN 31 2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS 34
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. 63 2.6.5. TIR base VNR 64 2.6.6. Estimación del VNR 64 2.6.7. Estimación de la GIR 65 2.6.8. Estimación de “n” 66 2.6.9. Estimación de la TIR base VNR 67 2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico 67 2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas 68 2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales 70 2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico 71 2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas 72 2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales 73
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2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS 74 2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL 74 2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS 77
2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO 80
2.9. RANKING EMPRESARIAL 83
2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO 85 2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO 85 2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS 88 2.10.3. TIPO DE CAMBIO 89 2.10.4. SECTOR EXTERNO 89 2.10.5. SECTOR FISCAL 91
2.11. NOTICIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO: AÑO 2009 93
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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 ....................................................................... 20 Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema ............................................................ 24 Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras ........................................................................................ 26 Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras ....................................................................................... 26 Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras ...................................................................................... 27 Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras ........................................................................................ 27 Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras ....................................................................................... 28 Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras ...................................................................................... 28 Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras ..................................................................................... 31 Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras .................................................................................... 31 Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras .................................................................................. 32 Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras ................................................................................. 35 Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras ......................................................... 35 Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras ....................................................... 36 Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras ............................................................................... 36 Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras .............................................................. 37 Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras .................................................... 37 Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras .............................................................................. 38 Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras ............................................. 38 Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras ................................................... 39 Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN ................................................................................................................... 39 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 2002-2009 .................................................................................. 78 Gráfico 37 Producto Bruto Interno-Evolución Trimestral .......................................................................................... 86 Gráfico 38 Balanza Comercial Trimestral del 2006-I al 2009-IV ............................................................................... 90
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INDICE DE TABLAS Tabla 1 Inventario de la Información Recibida - Auditado 2009 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. 67 Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa 68 Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas 68 Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas) 69 Tabla 21 TIR base VNR de Empresas Estatales 70 Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas 71 Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector 72 Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privada 72 Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada 72 Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal 73 Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales 73 Tabla 28 Balance General 2002 – 2009 (S/. miles) 75 Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2010 (S/. miles) 76 Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles) 77 Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa 77 Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2010 (Mill S/.) 79 Tabla 33 Ranking General 83 Tabla 34 Ranking Total 84 Tabla 35 Producto Bruto Interno 85 Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2009 86 Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua 87 Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2009 87 Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh) 88 Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación 88 Tabla 41 Balanza Comercial 90 Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles) 91
INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa 20
6
INDICE DE CUADROS
Cuadro N°1.0: Resumen del Balance General por sistemas .............................................. 168
Cuadro N°2.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistema ..................... 169
Cuadro N°3.0: Resumen del Balance General por Actividad ............................................. 170
Cuadro N°4.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad .................... 171
Cuadro N°5.0: Balance General Resumido de las empresas de servicio eléctrico ............ 172
Cuadro N°5.2: Balance General de las Empresas Generadoras ...................................... 173
Cuadro N°5.3: Balance General de las Empresas Transmisoras ...................................... 174
Cuadro N°5.4: Balance General de las Empresas Distribuidoras ...................................... 175
Cuadro N°6.0: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas de servicio
eléctrico .................................................................................................. 176
Cuadro N°6.2: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas generadoras ........... 177
Cuadro N°6.3: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas transmisoras ........... 178
Cuadro N°6.4: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas distribuidoras ........... 179
Cuadro N°7.0: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas
de servicio eléctrico. .................................................................................. 180
Cuadro N°7.2: Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de las empresas Generadoras 181
Cuadro N°7.3: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas transmisoras 182
Cuadro N°7.4: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas distribuidoras 183
Cuadro N°8.0: Ratios de las Empresas Eléctricas. ............................................................ 184
Cuadro N°8.1: Ratios de las empresas Generadoras ........................................................ 185
Cuadro N°8.2: Ratios de las empresas Transmisoras ........................................................ 186
Cuadro N°8.3: Ratios de las empresas Distribuidoras. ...................................................... 187
Cuadro N°9.0: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por tipo
de empresa y sistemas. ........................................................................... 188
Cuadro N°9.2: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General
de las empresas generadoras .................................................................. 189
Cuadro N°9.3: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General
de las empresas transmisoras ................................................................. 190
Cuadro N°9.4: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General
de las empresas distribuidoras ............................................................... 191
Cuadro N°10.0: Flujo de efectivo por tipo de empresa ....................................................... 192
Cuadro N°10.1: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Generadoras ..................... 193
Cuadro N°10.2: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Transmisoras. ................... 194
7
Cuadro N°10.3: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Distribuidoras .................... 195
Cuadro N°11.0: Consolidado General de Activos Fijos ...................................................... 196
Cuadro N°11.1: Activo Fijo por Tipo de Empresa y Sistemas ............................................ 197
Cuadro N°12.0: Resumen de los Ratios financieros (Formulario) ...................................... 198
Cuadro N°13.0: Glosario de Términos de las empresas eléctricas .................................... 199
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 “Procesamiento y Análisis de
la Información Económica Financiera a diciembre 2009” encargada por la Gerencia
Adjunta de Regulación Tarifaria de la OSINERGMIN (OSINERGMIN-GART) al consorcio
Gestión & Energía - IANSA. La información contenida corresponde al Informe del
Auditado Año 2009 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 auditado del año 2009 fue proporcionada
por el OSINERGMIN-GART en medios magnéticos y/o impresos y a través de correo
electrónico; y pertenecen a un total de 41 empresas. También adjuntaron archivos en
hoja de cálculo con información procesada, correspondiente a los periodos 2007 y 2008,
con la finalidad de poder efectuar el análisis comparativo respectivo.
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
10
Tabla 1 Inventario de la Información Recibida - Auditado 2009
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 Magnético
1 G SEIN ATOC Atocongo n n n n n n n n n2 G SEIN CAHU Cahua s s s s s s s s s3 G SA CHAV Chavimochic s s s s s s s s s4 G SEIN CHNG Chinango s s s s s s s s s5 D SEIN COEL Coelvisac s s s s s s s s s6 T SEIN CONE Conenhua n n n n n n n n n7 D SEIN EDCA Edecañete s s s s s s s s s8 D SA EDEL Edelsa n n n n n n n n n9 G SEIN EDGL Edegel s s s s s s s s s10 D SEIN EDLN Edelnor s s s s s s s s s11 G SEIN EEPS Eepsa s s s s s s s s s12 G SEIN EGAS Egasa s s s s s s s s s13 G SEIN EGEM Egemsa s s s s s s s s s14 G SEIN EGEN Egenor s s s s s s s s s15 G SA EGEP Egepsa s s s s s s s s s16 G SEIN EGES Egesur s s s s s s s s s17 G SEIN ELAN Electro Andes s s s s s s s s s18 D SEIN ELC Electrocentro s s s s s s s s s19 D SEIN ELN Electronorte s s s s s s s s s20 D SEIN ELNM Hidrandina s s s s s s s s s21 D SEIN ELNO Electronoroeste s s s s s s s s s22 D SA ELOR Electro Oriente s s s s s s s s s23 G SEIN ELP Electroperú s s s s s s s s s24 D SEIN ELPU Electro Puno s s s s s s s s s25 D SEIN ELS Electrosur s s s s s s s s s26 D SEIN ELSE Electro Sur Este s s s s s s s s s27 D SEIN ELSM Electro Sur Medio s s s s s s s s s28 D SEIN ELTO Electro Tocache s s s s s s s s s29 D SEIN ELUC Electro Ucayali s s s s s s s s s30 D SEIN EMSE Emsemsa n n n n n n n n n31 D SA EMSU Emseusa s s s s s s s s s32 G SEIN ENER Enersur s s s s s s s s s33 D SA EPAN Electro Pangoa n n n n n n n n n34 T SEIN ESEL Eteselva s s s s s s s s s35 G SEIN GABA San Gabán s s s s s s s s s36 T SEIN ISA Isa‐Perú s s s s s s s s s37 G SEIN KALP Kallpa s s s s s s s s s38 D SEIN LDS Luz del Sur s s s s s s s s s39 T SEIN REP REP s s s s s s s s s40 T SEIN RSUR Redesur s s s s s s s s s41 G SEIN SARO Santa Rosa n n n n n n n n n42 D SEIN SEAL Seal s s s s s s s s s43 D SA SERS Sersa s s s s s s s s s44 G SEIN SHOU Shougesa s s s s s s s s s45 G SEIN SINE Sinersa s s s s s s s s s46 G SEIN SMC Minera Corona n n n n n n n n n47 T SEIN TRAN Transmantaro s s s s s s s s s48 G SEIN TSEL Termoselva s s s s s s s s s
7 7
INVENTARIO DE INFORMACIÓN RECIBIDA31 de diciembre del 2009
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 auditado del 2009, los valores del ROA y ROE en promedio a nivel del sector
eléctrico son 9,8% y 16,8% respectivamente.
12
2. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO
13
Tipo/Sistemas SEIN SA Universo Marco de EstudioGeneradoras 19 2 21 18Transmisoras 6 0 6 5Distribuidoras 16 5 21 18
Total 41 7 48 41Marco de Estudio 37 5 42
No presentaron información: (a) Atocongo, Minera Corona
2.1. MARCO DE ESTUDIO
El presente informe contiene el
análisis Económico Financiero de 41
empresas del sector eléctrico, 18
empresas generadoras, 5 empresas
transmisoras y 18 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 diciembre del 2007 y 2008, los que han sido re expresados a soles de
diciembre del 2009, utilizando para ello los índices IPM1 publicados por el INEI con
índice base 1994 = 100,0.
1 IPM diciembre 2007 182,505674IPM diciembre 2008 198,540960IPM diciembre 2009 188,507760
14
2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL
2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS
El total de activos a diciembre del
2009 fue de S/. 29 432,4 millones
mientras que los pasivos ascendieron
a S/. 12 707,1 millones (43,2% del
total activos); y el patrimonio fue de
S/. 16 725,3 millones (56,8% del total
activos).
En el caso de activos totales S/. 29 432,4 millones (100%), el 58,9% corresponden a la
actividad de Generación, el 33,0% a la actividad de Distribución y el 8,1% a la actividad
de Transmisión.
Gráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa
-
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
Total Activos Tipo Empresa
29 432,4
17 324,6
2 381,4
9 726,4
Mil
l. S
/.
Total Activos Generadoras Transmisoras Distribuidoras
Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,0% (S/. 28 854,3 millones)
de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 2,0%
(S/. 578,1 millones) al Sistema Aislado.
5 000,0
10 000,0
15 000,0
20 000,0
25 000,0
30 000,0
Total Activos Pasivo y Patrimonio Neto
29 432,4
16 725,3
12 707,1
Mill
. S/.
Activos, Pasivos y Patrimonio Neto
Total Activo Patrimonio Neto Total Pasivo
15
Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema
-
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
Total Activos Sistema
29 432,4 28 854,3
578,1M
ill. S
/.
Total Activos SEIN SA
Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales a diciembre
del 2009 ascienden a S/. 21 911,3 millones representando el 74,4% del total de activos.
Gráfico 3 Total de Activos
-
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
Total Activos Activo Fijo y Otros Activos
29 432,4
21 911,3
7 521,1
Mill
. S/.
Total Activos Activo Fijo Otros Activos
Del total de activos fijos el 61,4% corresponden a la actividad de Generación, el 36,8% a
la actividad de Distribución y el 1,7% a la actividad de Transmisión.
Del total de activos fijos netos, (S/. 21 911,3 millones), se concentra en las generadoras
Edegel (16,72% del total de activos fijos) y Electroperú (12,54%del total de activos fijos).
16
Tabla 2 Activos por Empresa
Tabla 3 Activos y Participación por Empresa
Tipo Empresa ACTIVO FIJO NETO PARTICIPACIÓN PORDic - 09 TIPO G/T/D
G Edegel 3 663,1 16,7%G Electroperú 2 748,7 12,5%D Edelnor 2 107,7 9,6%D Luz del Sur 1 906,2 8,7%G Egenor 1 300,1 5,9%G Enersur 1 086,4 5,0%D Hidrandina 993,8 4,5%G Egasa 811,7 3,7%
En Miles S/. ACTIFO FIJO NETO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN ACTIVO FIJO BRUTO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN Dic - 09 POR TIPO POR TOTAL Dic - 09 POR TIPO POR TOTAL
Cahua 224 801 1,7% 1,0% 376 111 1,7% 1,0%Chavimochic 34 074 0,3% 0,2% 59 776 0,3% 0,2%Chinango 631 569 4,7% 2,9% 774 813 3,4% 2,1%Edegel 3 663 052 27,2% 16,7% 5 550 756 24,6% 15,3%Eepsa 145 024 1,1% 0,7% 279 955 1,2% 0,8%Egasa 811 702 6,0% 3,7% 1 639 489 7,3% 4,5%Egemsa 605 750 4,5% 2,8% 923 671 4,1% 2,5%Egenor 1 300 127 9,7% 5,9% 2 164 485 9,6% 6,0%Egesur 178 438 1,3% 0,8% 351 722 1,6% 1,0%Electro Andes 468 501 3,5% 2,1% 594 411 2,6% 1,6%Electroperú 2 748 662 20,4% 12,5% 6 295 228 27,9% 17,4%Enersur 1 086 417 8,1% 5,0% 1 537 298 6,8% 4,2%Kallpa 770 132 5,7% 3,5% 811 724 3,6% 2,2%San Gabán 419 062 3,1% 1,9% 541 593 2,4% 1,5%Shougesa 44 232 0,3% 0,2% 152 286 0,7% 0,4%Sinersa 97 215 0,7% 0,4% 132 673 0,6% 0,4%Termoselva 228 380 1,7% 1,0% 353 015 1,6% 1,0%Total Generadoras 13 457 136 100,0% 61,4% 22 539 004 100,0% 62,1%Eteselva 198 327 51,7% 0,9% 290 525 50,7% 0,8%Isa-Perú 382 0,1% 0,0% 887 0,2% 0,0%Redesur 144 017 37,6% 0,7% 213 371 37,3% 0,6%Rep 39 903 10,4% 0,2% 65 702 11,5% 0,2%Transmantaro 661 0,2% 0,0% 2 051 0,4% 0,0%Total Transmisoras 383 290 100,0% 1,7% 572 536 100,0% 1,6%Coelvisac 21 081 0,3% 0,1% 27 009 0,2% 0,1%Edecañete 42 375 0,5% 0,2% 78 330 0,6% 0,2%Edelnor 2 107 665 26,1% 9,6% 3 421 791 26,0% 9,4%Electro Oriente 408 490 5,1% 1,9% 506 163 3,8% 1,4%Electro Puno 216 238 2,7% 1,0% 367 605 2,8% 1,0%Electro Sur Este 442 269 5,5% 2,0% 743 561 5,7% 2,1%Electro Sur Medio 245 063 3,0% 1,1% 405 985 3,1% 1,1%Electro Tocache 1 307 0,0% 0,0% 2 530 0,0% 0,0%Electro Ucayali 106 743 1,3% 0,5% 162 670 1,2% 0,4%Electrocentro 608 913 7,5% 2,8% 1 130 597 8,6% 3,1%Electronoroeste 365 962 4,5% 1,7% 572 563 4,4% 1,6%Electronorte 247 638 3,1% 1,1% 430 106 3,3% 1,2%Electrosur 126 042 1,6% 0,6% 248 497 1,9% 0,7%Emsemsa 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%Emseusa 5 282 0,1% 0,0% 10 386 0,1% 0,0%Hidrandina 993 756 12,3% 4,5% 1 621 642 12,3% 4,5%Luz del Sur 1 906 243 23,6% 8,7% 2 868 034 21,8% 7,9%Seal 221 932 2,8% 1,0% 551 141 4,2% 1,5%Sersa 286 0,0% 0,0% 369 0,0% 0,0%Total Distribuidoras 8 067 284 100,0% 36,8% 13 148 979 100,0% 36,3%TOTAL 21 907 710 100,0% 100,0% 36 260 519 100,0% 100,0%SEIN 21 459 578 98,0% 98,0% 35 683 824 98,4% 98,4%SA 451 771 2,1% 2,1% 582 155 1,6% 1,6%TOTAL 21 911 349 100,0% 100,0% 36 265 979 100,0% 100,0%
17
2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO
Al cierre de diciembre del presente año, el pasivo total asciende a S/. 12 707,1 millones
lo cual representa el 43,2% de los activos totales, mientras el patrimonio neto a diciembre
del 2009 asciende a S/. 16 725,3, el cual representa el 56,8% de los activos totales.
Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio
12 707,1 16 725,3
2 000,0 4 000,0 6 000,0 8 000,0
10 000,0 12 000,0 14 000,0 16 000,0 18 000,0
Pasivos Patrimonio Neto
Mil
lone
s S
/.
En relación a la estructura del pasivo por subsector, el 58,57% de pasivos corresponde al
conjunto de empresas generadoras, el 10,25% a las empresas transmisoras y el 31,2% a
las empresas de distribución.
Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa
-2 000 4 000 6 000 8 000
10 000 12 000 14 000
Total Pasivos Tipo Empresa
12 707,1
7 443,1
1 302,8
3 961,1
Mil
l. S
/.
Total Pasivos Generadoras Transmisoras Distribuidoras
18
Con relación al tipo de sistema se observa una concentración del pasivo en empresas del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, alcanzando a diciembre del 2009, 99,5% y
con sólo 0,5% para las empresas de los Sistemas Aislados.
Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema.
-
5 000
10 000
15 000
Total Pasivos Sistema
12 707,1 12 637,5
69,6
Mil
l. S
/.
Total Pasivos SEIN SA
A diciembre del 2009 el pasivo corriente ascendió a S/. 3 674,2 millones (28,9% del
pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/. 9 032,9 millones (71,1% del pasivo).
Gráfico 7 Componentes del Pasivo
-
5 000
10 000
15 000
Total Pasivos Pasivo Corriente y No Corriente
12 707,19 032,9
3 674,2
Mil
l. S
/.
Total Pasivos Pasino No Corriente Pasivo Corriente
El patrimonio neto a diciembre del 2009 asciende a S/. 16 725,3, el cual representa el
56,8% de los activos totales.
19
Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto
-
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
Dic - 09Total Pasivo y Patrimonio 29 432,4
Patrimonio Neto 16 725,3
Deuda/Patrimonio 0,7598
100,0%
56,8%M
illon
es d
e N
uevo
s So
les
El Sector Eléctrico presenta en general un nivel de apalancamiento del 0,760.
Por Subsector, las Generadoras requiere endeudarse en 0,753 para operar, y las
Distribuidoras y Transmisoras el 0,687 y 1,208 respectivamente.
Cabe destacar que el 59,1% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas
generadoras, mientras que 34,5% a las empresas distribuidoras y el 6,4% a las de
transmisión.
Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa
-
5 000
10 000
15 000
20 000
Patrimonio Neto Tipo Empresa
16 725,3
9 881,4
1 078,6
5 765,3
Mill
. S/.
Patrimonio Neto Generadoras Transmisoras Distribuidoras
20
Ilustración 1 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa
0
5 000
10 000
15 000
20 000
Total GeneradorasTransmisorasDistribuidorasPasivos 12 707, 7 443,1 1 302,8 3 961,1Patrimonio Neto 16 725, 9 881,4 1 078,6 5 765,3Pasivo/Patrimonio 0,760 0,753 1,208 0,687
12 707,1
7 443,1
1 302,83 961,1
16 725,3
9 881,4
1 078,6
5 765,3
Mil
l. S
/.
2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS
• INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA Al 31 de Diciembre de 2009, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 11 159,1
millones. Los gastos operativos fueron de S/. 8 283,6 millones (74,2% de los ingresos),
resultando en una utilidad operativa de S/. 2 875,5 millones (25,8% de los ingresos). La
utilidad neta del periodo fue de S/. 1 860,2 millones, representando el 16,7% de los
ingresos totales.
Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico
11 159,1
8 283,6
2 875,5 1 860,2
-
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
Ingresos Operativos
Costos Operativos
Utilidad Operativa
Utilidad Neta
Mill.
S/.
21
Por Tipo de Empresa
Las empresas generadoras lograron el
47,0% de los ingresos totales del
sector, registrando S/. 5 247,3
millones. En tanto, las empresas
distribuidoras participaron del 49,1%
(S/. 5 477,9 millones) del total de
ingresos y las transmisoras con el
3,9% (S/. 433,9 millones).
Respecto a los costos, las empresas
generadoras registraron gastos por
S/. 3 554,1 millones (67,73% del total
de ingresos de las generadoras), las
distribuidoras alcanzaron S/. 4 473,5
millones (81,66% del total de ingresos
de las distribuidoras). Los gastos de
las empresas transmisoras S/. 256,0
millones (59,01% del total de ingresos
de las transmisoras).
Del total de la Utilidad Operativa el
58,9% corresponde a las empresas
generadoras (S/. 1 693,2 millones), el
34,9% a empresas distribuidoras
(S/. 1 004,4 millones) y el 6,2%
proviene de las empresas
transmisoras (S/. 177,9 millones).
Total (Mill. S/.) % 2 875,5 100,0% 1 693,2 58,9% 177,9 6,2% 1 004,4 34,9%
TransmisiónDistribución
Utilidad OperativaGeneración
Generación58,9%
Transmisión6,2%
Distribución34,9%
% Utilidad Operativa por Tipo Empresa
Total (Mill. S/.) % 11 159,1 100,0%
5 247,3 47,0% 433,9 3,9% 5 477,9 49,1%
IngresosGeneraciónTransmisiónDistribución
Generación47,0%
Transmisión3,9%
Distribución49,1%
% Ingresos por Tipo Empresa
Total (Mill. S/.) % 8 283,6 100,0% 3 554,1 42,9% 256,0 3,1% 4 473,5 54,0%
GastosGeneraciónTransmisiónDistribución
Generación42,9%Transmisión
3,1%
Distribución54,0%
% Gastos por Tipo Empresa
22
Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Tipo de Empresa
• Las empresas de generación
presentan un EBITDA2 de
S/. 2 303,4 millones, superior
en S/. 610,1 millones a su
utilidad operativa (S/.1 693,2
millones) por concepto
provisión por depreciación.
• Las empresas transmisoras
presentan utilidad operativa de
S/. 177,9 millones y EBITDA
de S/. 222,1 millones superior
en S/. 44,3 millones que
corresponde a la depreciación.
• La actividad distribución presenta una utilidad operativa de S/. 1 004,4 millones
y un EBITDA de S/. 1 356,4 millones, superior en S/. 352,0 millones
correspondiente a la provisión por depreciación.
2 EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación
5 247,3
433,9
5 477,9
3554,1
256,0
4473,5
1 693,2
177,9
1 004,4 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Generadoras
Transmisoras
Distribuidoras
Mill S/.
Estructura del Resultado Operativo por Tipo de Empresa
Utilidad Operativa Costos Operativos Ingresos
2 303,4
222,1
1 356,4
-
500,0
1 000,0
1 500,0
2 000,0
2 500,0
Generación Transmisión Distribución
Mill
. S/.
EBITDA por Tipo de Empresa
Generación
Transmisión
Distribución
23
Por Sistema
El SEIN presentó ingresos por
S/. 10 912,2 millones, representando
el 97,8% del total de ingresos del
sector eléctrico. Los Sistemas
Aislados representan por su parte el
2,2% restante con ingresos por
S/. 246,8 millones.
Respecto a los costos operativos, el
Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional representa el 97,3%
(S/. 8 058,4 millones), y los Sistemas
Aislados el 2,7% (S/. 225,1 millones).
La utilidad operativa muestra que la
participación del SEIN representa el
99,2% (S/. 2 853,8 millones), y los
Sistemas Aislados el 0,8% (S/. 21,7
millones).
Total (Mill. S/.) %Utilidad Operativ 2 875,5 100,0%
SEIN 2 853,8 99,2%SA 21,7 0,8%
SEIN99,2%
SA0,8%
% Utilidad Operativa por Sistema
Total (Mill. S/.) %Costos 8 283,6 100,0%SEIN 8 058,4 97,3%
SA 225,1 2,7%
SEIN97,3%
SA2,7%
% Costos por Sistema
Total (Mill. S/.) %Ingresos 11 159,1 100,0%
SEIN 10 912,2 97,8%SA 246,8 2,2%
SEIN97,8%
SA2,2%
%Ingresos por Sistema
24
Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema
1 000,0
2 000,0
3 000,0
4 000,0
SEIN SA
3 841,4
40,5
Mill
ones
de
S/.
EBITDA por Sistema
• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional presenta una utilidad operativa
(UO) de S/. 2 853,8 millones y un EBITDA de S/. 3 841,4 millones superior a la
UO en S/. 987,6 millones por concepto de provisión por depreciación.
• Los Sistemas Aislados presentan una utilidad operativa de S/. 21,7 millones y un
EBITDA de S/. 40,5 millones superior a la UO en S/. 18,8 millones
correspondiente al concepto de la provisión por depreciación.
• UTILIDAD NETA A nivel del Sector Eléctrico, la Utilidad Neta a diciembre del 2009 es de
S/. 1 860,2 millones que corresponden al 16,7% del Total Ingresos.
Por Tipo de Empresa
• Las empresas Generadoras presentan una Utilidad Neta de S/.1 111,5 millones,
superior en 39,8% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2008
(S/. 795,2 millones).
• Las Transmisoras presentan Utilidad Neta de S/. 104,5 millones al 31 de
Diciembre de 2009, superior en 10,6% a su Utilidad Neta correspondiente a
diciembre del 2008 (S/. 94,4 millones).
25
• La empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Neta de S/. 644,2 millones,
mayor en 44,1% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2008
(S/. 447,2 millones).
Por Sistema
• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) representa una Utilidad
Neta de S/. 1 845,9 millones, mayor en 38,8% a su Utilidad Neta
correspondiente a diciembre del 2008 (S/. 1 329,8 millones a soles de diciembre
2009).
• Los Sistemas Aislados presentan una Utilidad Neta de S/. 14,3 millones,
superior en 104,2% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2008
(S/. 7,0 millones a soles de diciembre 2009).
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 diciembre del 2009.
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:
Con respecto a la estructura de Activos de las empresas generadoras, el 77,7%
corresponde al Activo fijo (S/. 13 460,8 millones), mientras que el 13,6% corresponde al
Activo corriente (S/. 2 358,8 millones) y el 8,7% a Otros activos no corrientes
(S/. 1 505,0 millones).
26
Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras
Activo Corriente
13,6%Activo Fijo77,7%
Otros Activos no Corrientes
8,7%
Para las empresas transmisoras, se puede apreciar que el Activo fijo (S/. 383,3 millones)
representa el 16,1% de sus Activos totales. Por su parte el Activo corriente (S/. 285,9
millones) constituye el 12,0%, mientras que los Otros activos no corrientes (S/. 1 712,2
millones) representan el 71,9%.
Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras
Activo Corriente
12,0%
Activo Fijo16,1%
Otros Activos no Corrientes
71,9%
Para las empresas distribuidoras, el 82,9% de sus Activos totales corresponde a los
Activos fijos (S/. 8 067,3 millones), mientras que el Activo corriente ocupa el 14,8%
(S/. 1 441,6 millones) y los Otros activos no corrientes el 2,2% (S/. 217,5 millones).
27
Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras
Activo Corriente
14,8%
Activo Fijo
82,9%
Otros Activos no Corrientes
2,2%
Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de generación, el 43,0%
proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 7 443,1 millones) y el 57,0% de
fuentes propias (S/. 9 881,4 millones).
Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras
Pasivo Corriente
11,1%
Pasivo No Corriente
31,9%
Patrimonio Neto
57,0%
Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas transmisoras, el 54,7%
proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 1 302,8 millones) y el 45,3% de
fuentes propias (S/. 1 078,6 millones).
28
Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras
Pasivo Corriente
11,8%
Pasivo No Corriente
42,9%
Patrimonio Neto45,3%
Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de distribución, el 40,7%
proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 3 961,1 millones) y el 59,3% de
fuentes propias (S/. 5 765,3 millones).
Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras
Pasivo Corriente
15,1%
Pasivo No Corriente
25,6%
Patrimonio Neto59,3%
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.
29
Los Ingresos Totales de las
empresas generadoras ascendieron
a S/. 5 247,3 millones, siendo su
principal ingreso la Venta energía
eléctrica al público (57,2% de sus
Ingresos).
De otro lado, los Costos Operacionales ascienden a S/. 3 554,1 millones y representan
el 67,7% del Total Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales más representativos se
tienen: la Compra de energía con 21,9% de participación, los Combustibles y Lubricantes
con el 18,8% y las Provisiones del ejercicio con 12,3% del Total Ingresos
respectivamente.
Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 1 693,2 millones, lo cual representa el 32,3% del
Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 1 111,5 millones, 21,2% de los Ingresos
totales de las generadoras.
El total de Ingresos de las
empresas transmisoras a
diciembre del 2009, ascendió a
S/. 433,9 millones, siendo el
principal ingreso de estas empresas
el pago por Peajes y uso de
Instalaciones de transmisión que
pagan las empresas generadoras y
representan el 92,9% de sus
Ingresos.
Los Costos operativos ascendieron a S/. 256,0 millones y representan el 59,0% de sus
Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales, los más representativos son: las
Provisiones del ejercicio S/. 139,9 millones, los Servicios prestados por terceros S/. 47,5
Peajes y uso Instal.
transmisión92,9%
Otros ingresos7,1%
Otros0,0%
Análisis Vertical: Subsector TransmisiónIngresos
Venta energía eléctrica al
público57,2%
Venta energía precios en
barra26,6%
Otros16,2%
Análisis Vertical: Subsector GeneraciónIngresos
30
millones y las Cargas de personal S/. 39,2 millones, los cuales representan el 32,2%,
11,0% y 9,0% de sus Ingresos respectivamente.
Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 177,9 millones, lo cual representa el 41,0% del
Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 104,5 millones, 24,1% de los Ingresos
totales.
El Total de Ingresos de las
empresas de distribución a
diciembre del 2009 asciende a
S/. 5 477,9 millones siendo el
principal ingreso la Venta energía
eléctrica al público con S/. 5 161,1
millones que representa el 94,2% de
participación del Total Ingresos.
Los Costos Operativos ascendieron a S/. 4 473,5 millones representando el 81,7% de
los Ingresos. Los más representativos son la Compra de energía (53,5%), Servicios
prestados por terceros que representan el 8,4% de Ingresos y Provisiones del ejercicio
con 7,1%.
Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 1 004,4 millones, lo cual representa el 18,3% del
Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 644,2 millones, 11,8% de los Ingresos
totales.
Venta energía
eléctrica al público94,2%
Otros5,8%
Análisis Vertical: Subsector DistribuciónIngresos
31
2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN
Por Tipo de Empresa
Las empresas generadoras muestran un nivel de los activos totales de S/. 17 324,6
millones que representa el 58,9% del Total de Activos del Sistema Eléctrico. Asimismo, el
nivel de los pasivos de las empresas generadoras alcanzó S/. 7 443,1 millones, mientras
que el patrimonio neto S/. 9 881,4. El 25,6% de Activos totales es propiedad de Edegel,
el 19,6% de Electroperú y el 9,9% de Enersur concentrándose en estas 3 empresas el
55,0% de los activos totales.
Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras
Edegel25,6%
Electroperú19,6%Enersur
9,9%
Otras45,0%
Las empresas transmisoras muestran un total de activos de S/. 2 381,4. El 51,5% de
Activos Totales es propiedad de Rep, el 25,0% de Transmantaro concentrándose en
estas 2 empresas el 76,5% de los activos totales. Asimismo, el nivel de los pasivos de las
empresas transmisoras alcanzó S/. 1 302,8 millones, mientras que el patrimonio neto
S/. 1 078,6.
Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras
Rep51,5%
Transmantaro25,0%
Otras23,5%
32
Las empresas distribuidoras presentan niveles de activo de S/. 9 726,4 millones. Las
empresas que concentran el 48,6% de los Activos Totales en esta actividad son: Edelnor
(25,2%) y Luz del Sur (23,4%). Con relación a los pasivos se registra un nivel de
S/. 3 961,1 millones, mientras que el nivel de patrimonio se encuentra en S/. 5 765,3.
Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras
Edelnor25,2%
Luz del Sur23,4%
Otras51,4%
Del total de ingresos correspondiente a las
empresas generadoras sólo dos empresas
concentran el 43,6%, siendo éstas:
Electroperú con el 23,1% y Enersur con el
20,5%. Edegel tiene una participación del
20,2% sobre el total y Egenor participa con
6,6% de los Ingresos del Subsector
Generación.
Del total de ingresos de las empresas
transmisoras Rep concentra 58,2% y
Transmantaro el 20,3% de los Ingresos del
Subsector.
Rep58,2%
Transmantaro20,3%
Otras21,5%
Ingresos por Transmisoras
Electroperú23,1%
Enersur20,5%
Edegel20,2%
Egenor6,6%
Otras29,6%
Ingresos por Generadoras
33
Para las empresas distribuidoras sólo dos
empresas concentran el 59,7%, siendo
éstas: Luz del Sur con el 29,8% y Edelnor
con el 29,9% de participación del Total
Subsector Distribución. Mientras que
Hidrandina tiene el 7,4% de participación
en el total de ingresos.
Por Sistema
En el Estado de Ganancias y Pérdidas
por sistema se observa que el 97,8% de
los Ingresos corresponde al Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional y el
2,2% al Sistema Aislado.
Los Costos de Operación ascienden a
S/. 8 058,4 millones, para el SEIN se
tiene la participación del 97,3%, mientras
que para el SA se tiene participación de
2,7%.
Las Utilidades Operativas en el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional y
Sistema Aislado, ascienden a S/. 2 853,8
millones y S/. 21,7 millones (99,2% y
0,8% respectivamente).
SEIN; 99,2%
SA; 0,8%
% Utilidad Operativa por Sistema
SEIN; 97,3%
SA; 2,7%
% Costos por Sistema
SEIN; 97,8%
SA; 2,2%
% Ingresos por Sistema
Luz del Sur29,9%
Edelnor29,8%
Hidrandina7,4%
Otras32,9%
Ingresos por Distribuidoras
34
SEIN SAIngresos 97,8% 2,2%Costos 97,3% 2,7%Util. Operativa 99,2% 0,8%
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 Luz del Sur, Edelnor,
Electroperú, Enersur y Edegel con 14,7%; 14,6%; 10,8%; 9,6% y 9,5% respectivamente.
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.” 3
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 8,2% en el nivel de los Activos
totales en diciembre del 2009 en comparación con lo registrado a diciembre del 2008.
Mientras que existe un aumento de 6,3% comparando diciembre del 2009 con diciembre
del 2007.
Además, existe un aumento de los Activos fijos netos de 8,6% en relación a su similar
diciembre del 2008 y un aumento de 4,7% respecto de diciembre 2007.
3 “Análisis financiero para la toma de decisiones”
35
Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras
5 000
10 000
15 000
20 000
Total Activo Activo FijoDic - 07 16 301,4 12 858,6 Dic - 08 16 018,0 12 393,1 Dic - 09 17 324,6 13 460,8
Mill
ones
de
Nue
vos
Sole
s100,0%
100,0%
-1,7% 6,3%
-3,6% 4,7%
En lo que respecta a la evolución del Pasivo, éste se encuentra 0,4% por debajo a lo
registrado a diciembre del 2008 y 6,2% por encima de lo registrado en diciembre del
2007. Así también, el Patrimonio neto se incrementó en 15,7% con respecto al mismo
periodo del 2008 y 6,3% por encima de lo registrado en el mismo periodo del 2007.
Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
Pasivo Patrimonio NetoDic - 07 7 006,2 9 295,2 Dic - 08 7 474,3 8 543,6 Dic - 09 7 443,1 9 881,4
Mill
ones
de
Nue
vos
Sol
es
A diciembre del año 2009, los Ingresos operativos de las empresas generadoras se
redujeron en 3,9% con respecto a similar periodo del año 2008 y se incrementaron en
8,8% con respecto al año 2007. Sus costos se redujeron en 8,2% con respecto al año
36
2008 y se incrementaron en 4,5% con respecto al año 2007. La Utilidad operativa se
incrementó en 6,4% con respecto al año 2008 y aumentó en 19,2% con respecto al año
2007.
Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras
-
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
Dic - 07 Dic - 08 Dic - 09
4 822,1
5 461,3 5 247,3
3 401,2 3 869,6 3 554,1
1 420,9 1 591,7 1 693,2
Mill
ones
de
Nue
vos
Sol
es
Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa
Por otro lado, Las Empresas Transmisoras muestran un incremento de 15,5% con
relación al total de Activos a diciembre del 2008, Con respecto al año 2007, el total de
Activos aumentó en 3,6%.
Además, existe una disminución de los Activos fijos netos de 54,6% en relación a su
similar diciembre del 2008 y disminución de 59,0% respecto de diciembre 2007,
explicado por un nuevo tratamiento contable de sus activos fijos por parte de Isa-Perú y
Transmantaro.
Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
Total Activo Activo fijoDic - 07 2 297,6 934,6
Dic - 08 2 061,5 843,9
Dic - 09 2 381,4 383,3
Milo
nes
de N
uevo
s S
oles
37
En lo que se refiere al Pasivo, éste aumentó en 1,6% y el Patrimonio aumentó en 6,2%
respecto a diciembre de 2007. Respecto al año 2008, el Pasivo aumentó en 19,8% y el
Patrimonio aumentó en 10,7%.
Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
Pasivo Patrimonio NetoDic - 07 1 281,7 1 015,8 Dic - 08 1 087,6 974,0 Dic - 09 1 302,8 1 078,6
Mill
ones
de
Nue
vos
Sole
s
Durante diciembre del año 2009, los Ingresos Operativos de las empresas transmisoras
se incrementaron en 2,8% en relación al mismo periodo del año 2007, y se
incrementaron en 15,3% en relación al mismo periodo del año 2008. Los costos se
incrementaron en 27,3% en relación al mismo periodo de 2007 y se incrementaron en
33,2% en relación al mismo periodo de 2008. Como resultado, la Utilidad Operativa se
redujo en 3,4% respecto del mismo periodo en el 2008.
Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
450,0
Dic - 07 Dic - 08 Dic - 09
421,9 376,3 433,9
201,1 192,2
256,0 220,9
184,0 177,9
Mill
ones
de
Nue
vos
Sol
es
Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa
38
En relación diciembre del 2008, las Empresas Distribuidoras aumentaron sus niveles
de Activos totales en 15,3%. Respecto a diciembre del 2007 los Activos totales
aumentaron en 14,2%.
Existe un aumento a diciembre del 2009 de los Activos fijos netos de 15,5% en relación a
diciembre del 2008 y un aumento de 14,7% respecto de diciembre 2007.
Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
Total Activo Activo fijoDic - 07 8 518,9 7 032,1
Dic - 08 8 434,6 6 982,0
Dic - 09 9 726,4 8 067,3
Mill
ones
de
Nue
vos
Sol
es
Con relación a los Pasivos se registra un aumento de 13,8% con relación al monto de
diciembre de 2007, y a la vez se muestra aumento del Patrimonio neto en 14,4%. Con
respecto a diciembre de 2008, existe un aumento del Pasivo de 14,5% y del Patrimonio
neto de 15,9%.
Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
Pasivo Patrimonio NetoDic - 07 3 480,3 5 038,6 Dic - 08 3 460,6 4 974,0 Dic - 09 3 961,1 5 765,3
Milo
nes
de N
uevo
s So
les
39
Respecto a diciembre del 2008, los resultados obtenidos por las empresas distribuidoras
durante diciembre del año 2009 muestran un incremento de los ingresos de 17,9% y un
aumento de los costos de 17,4%, lo cual originó un aumento de la Utilidad Operativa en
20,3%. Comparando con el año 2007, los ingresos se incrementaron en 18,3%, mientras
que los costos operativos aumentaron en 15,8%, logrando un aumento de la Utilidad
Operativa en 30,6%.
Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras
1 000,0
2 000,0
3 000,0
4 000,0
5 000,0
6 000,0
Dic - 07 Dic - 08 Dic - 09
4 630,5 4 645,0
5 477,9
3 861,5 3 810,0
4 473,5
769,0 835,0 1 004,4 Mill
on
es d
e N
uev
os
So
les
Ingresos Costos Operativos Utilidad Operativa
Por Sistema Las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en
forma consolidada presentan un aumento de los activos en 10,9% en comparación con lo
registrado a diciembre de 2008 y también, un aumento de 8,3% con relación a diciembre
del 2007.
Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
Total Activo Activo fijoDic - 07 26 632,7 20 442,9 Dic - 08 26 028,9 19 818,2 Dic - 09 28 854,3 21 459,6
Mill
lone
s de
Nue
vos
Sole
s
40
En lo que respecta a los Pasivos, éstos experimentaron un incremento del 5,5% con
respecto a lo registrado a diciembre del 2008 y un aumento de 7,7% con respecto a
diciembre 2007. En cuanto al Patrimonio Neto, éste presentó un aumento de 15,4% con
respecto a diciembre 2008 y un aumento de 8,8% con respecto a diciembre 2007.
Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN
6 000
10 000
14 000
18 000
22 000
Pasivo Patrimonio NetoDic - 07 11 730,1 14 902,6 Dic - 08 11 976,4 14 052,6 Dic - 09 12 637,5 16 216,8
Mill
lone
s de
Nue
vos
Sole
s
Lo que respecta a los resultados obtenidos al final de diciembre del año 2009, los
Ingresos Totales presentaron un incremento del 12,8% con respecto al mismo periodo
del 2007 y un incremento de 6,4% respecto al 2008. Los Costos Operativos aumentaron
en 5,3% respecto al mismo periodo del 2008 y se incrementaron en 10,9% respecto al
2007, mientras que la Utilidad Operativa presentó un aumento de 9,8% respecto al 2008
y 18,7% respecto al 2007.
41
Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN
2 000,0
4 000,0
6 000,0
8 000,0
10 000,0
12 000,0
Dic - 07 Dic - 08 Dic - 09
9 671,9 10 253,3 10 912,2
7 267,0 7 653,7 8 058,4
2 404,9 2 599,6 2 853,8
1 467,9 1 329,8 1 845,9 M
illon
es d
e N
uevo
s So
les
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 un incremento de los activos en 19,2% en comparación con lo registrado a
diciembre del 2008 y también, un incremento de 19,1% con relación a diciembre del
2007.
Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados
0
150
300
450
600
Total Activo Activo fijoDic - 07 485,2 382,4 Dic - 08 485,2 400,8 Dic - 09 578,1 451,8
Mill
lone
s de
Nue
vos
Sole
s
En lo que respecta a los Pasivos de los Sistemas Aislados, éstos experimentaron un
incremento de 82,4% con respecto a lo registrado a diciembre del 2007 y de 51,0% con
respecto a diciembre 2008. En cuanto al Patrimonio neto, éste presentó un incremento
de 13,7% con respecto a diciembre 2007 y un incremento de 15,8% con respecto a
diciembre 2008.
42
Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados
0
100
200
300
400
500
Pasivo Patrimonio NetoDic - 07 38,2 447,1 Dic - 08 46,1 439,1 Dic - 09 69,6 508,5
Mill
lone
s de
Nue
vos
Sole
s
Los ingresos consolidados de las empresas que conforman este sistema aumentaron en
21,8% respecto a diciembre 2007 y aumentaron en 7,7% respecto a similar periodo 2008.
Los Costos Operativos también aumentaron en 14,4% respecto diciembre del 2007 y se
incrementaron en 3,2% respecto a diciembre del 2008. La Utilidad Operativa a diciembre
del 2009 ascendió a S/. 21,7 millones; mientras que a diciembre del 2008 se obtuvo
S/. 11,2 millones.
Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
Dic - 07 Dic - 08 Dic - 09
202,6 229,3 246,8
196,8 218,1 225,1
5,9 11,2
21,7 5,2 7,0 14,3
Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa Utilidad Neta
43
2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS
El análisis de costos combinados 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 52,1% del total.
Las empresas generadoras presentan una participación del 44,3% en los Costos Totales
(incluidas las Cargas Financieras), y en menor porcentaje las empresas transmisoras que
apenas representan el 3,7% de dichos costos.
Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa
TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total602. Combustibles y Lubricantes 88,3% 0,0% 11,7% 100,0%606. Suministros Diversos 23,9% 1,9% 74,2% 100,0%607. Compra de Energía 28,2% 0,0% 71,8% 100,0%62. Cargas de Personal 41,2% 7,0% 51,8% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 37,0% 5,9% 57,1% 100,0%64. Tributos 58,0% 3,3% 38,7% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 49,8% 11,3% 38,9% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 54,9% 11,9% 33,2% 100,0%
Total Costo del Servicio 42,9% 3,1% 54,0% 100,0%670. Cargas Financieras 64,4% 12,5% 23,0% 100,0%
Costo servicio+Cargas Financieras 44,3% 3,7% 52,1% 100,0% Empresas Generadoras La empresa Enersur concentra la mayor cantidad de costos, representando el 21,6% del
total de Costos de Servicio (sin incluir cargas financieras) de las empresas generadoras.
Es seguida por Electroperú con el 21,5% y Edegel con el 19,2% 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 47,8%, luego le sigue Edegel con 22,2%.
En cuanto a las Compras de Energía, Electroperú representa el 38,6% del total de
generadoras, seguida por Kallpa con 10,5%.
44
La mayor parte de Gastos de Personal está concentrado en: Enersur (19,8%), Egenor
(14,8%) y Electroperú (14,7%).
Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Electroperú con el 26,6% del
total del rubro, a continuación está Enersur con el 16,6%.
Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras
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 67,6%, seguida por
Transmantaro con 15,1%.
La empresa que concentra el total de Suministros Diversos y Cargas de Personal, es
REP con 95,7% y 93,2% respectivamente.
Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son REP con el 49,6% del total
del rubro, a continuación están Transmantaro y Eteselva con 18,2% y 13,1%
respectivamente. REP presenta el 67,6% del total de Provisiones.
Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisora
EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa Shougesa Total602. Combustibles y Lubricantes 22,2% 3,5% 0,1% 4,1% 47,8% 10,1% 3,8% 100,0%606. Suministros Diversos 31,4% 12,1% 0,0% 10,3% 22,8% 1,6% 2,0% 100,0%607. Compra de Energía 10,1% 6,9% 1,4% 38,6% 7,2% 10,5% 1,9% 100,0%62. Cargas de Personal 14,0% 14,8% 8,1% 14,7% 19,8% 5,2% 1,2% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 16,3% 6,2% 4,5% 26,6% 16,6% 3,4% 0,9% 100,0%64. Tributos 28,1% 8,5% 4,2% 20,1% 11,9% 3,9% 5,8% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 18,0% 7,6% 4,0% 12,6% 16,5% 4,6% 1,1% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 31,7% 7,0% 3,9% 19,5% 12,6% 4,4% 0,9% 100,0%Total Costo del Servicio 19,2% 6,6% 2,3% 21,5% 21,6% 7,9% 2,2% 100,0%670. Cargas Financieras 34,2% 0,0% 0,0% 0,0% 8,8% 30,2% 0,1% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 20,6% 6,0% 2,1% 19,5% 20,4% 9,9% 2,0% 100,0%
EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%606. Suministros Diversos 1,6% 0,0% 2,2% 95,7% 0,5% 100,0%607. Compra de Energía 100,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%62. Cargas de Personal 0,0% 1,4% 4,9% 93,2% 0,5% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 13,1% 7,9% 11,2% 49,6% 18,2% 100,0%64. Tributos 3,6% 6,1% 8,9% 62,7% 18,7% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión -1,6% 2,7% 16,9% 72,8% 9,1% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 7,3% 4,4% 6,6% 67,6% 14,1% 100,0%Total Costo del Servicio 6,5% 4,4% 7,9% 68,9% 12,3% 100,0%670. Cargas Financieras 0,0% 3,5% 8,3% 63,0% 25,3% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 5,1% 4,2% 8,0% 67,6% 15,1% 100,0%
45
Empresas Distribuidoras
De la tabla adjunta, se observa que los costos se encuentran concentrados en Edelnor
(29,3%) y Luz del Sur (27,2%).
La empresa que concentran el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en el grupo
de empresas distribuidoras es Electro Oriente con 90,4%.
En cuanto a las Compras de Energía, Edelnor representa el 32,2% del total de
distribuidoras, seguida por Luz del Sur con 31,2%.
La mayor parte de Gastos de Personal está concentrada en Luz del Sur con 31,7%,
seguida por Edelnor con 19,9%.
Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edelnor con el 25,4% del
total del rubro, a continuación está Luz del Sur con el 20,4%.
Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras
Por Sistema
Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representan el 96,7% del
costo total del servicio, dado que concentran el mayor número de empresas del total del
sistema. Las empresas pertenecientes al Sistema Aislado reportan sólo el 3,3% del costo
total del servicio.
Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema TIPO DE SISTEMA SEIN SA Total
602. Combustibles y Lubricantes 89,5% 10,5% 100,0%606. Suministros Diversos 93,2% 6,8% 100,0%607. Compra de Energía 99,2% 0,8% 100,0%62. Cargas de Personal 96,7% 3,3% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 94,8% 5,2% 100,0%64. Tributos 96,6% 3,4% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 95,4% 4,6% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 97,5% 2,5% 100,0%Total Costo del Servicio 96,8% 3,2% 100,0%670. Cargas Financieras 96,5% 3,5% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 96,7% 3,3% 100,0%
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total
602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,1% 90,4% 0,6% 0,0% 1,1% 100,0%606. Suministros Diversos 36,7% 5,4% 8,6% 7,6% 6,4% 5,1% 100,0%607. Compra de Energía 32,2% 4,9% 0,0% 7,5% 31,2% 4,4% 100,0%62. Cargas de Personal 19,9% 3,8% 6,0% 7,2% 31,7% 4,5% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 25,4% 6,0% 7,2% 10,9% 20,4% 4,3% 100,0%64. Tributos 25,8% 4,9% 4,8% 8,3% 30,1% 4,5% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 16,4% 2,4% 9,8% 7,1% 23,3% 11,8% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 29,3% 4,3% 5,0% 10,5% 18,2% 5,2% 100,0%Total Costo del Servicio 29,3% 4,8% 4,7% 7,9% 27,2% 4,5% 100,0%670. Cargas Financieras 60,9% 0,0% 0,9% 0,0% 33,5% 2,5% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 30,2% 4,6% 4,6% 7,7% 27,3% 4,4% 100,0%
46
• ANÁLISIS VERTICAL
Por Tipo de Empresa
Podemos observar que el 93,7% constituyen los costos del servicio sin incluir cargas
financieras. Las empresas generadoras muestran un porcentaje del total de costo de
servicio de 90,8% las empresas distribuidoras un 97,2% y las empresas transmisoras un
78,5%.
En la estructura de costos de las empresas Generadoras, el 29,4% de sus costos totales
(incluyendo cargas financieras) corresponde a Compra de Energía, el 25,2% a
Combustibles y Lubricantes, y el 16,5% pertenece a Provisiones del ejercicio.
Las empresas transmisoras dirigen el 42,9% a Provisiones del ejercicio, 14,6% a
Servicios Prestados por Terceros y 12,0% a Cargas de Personal.
Las empresas de distribución gastan un 63,7% en la Compra de Energía, 10,0% en
Servicios Prestados por Terceros y 8,2% 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 25,2% 0,0% 2,8% 12,6%606. Suministros Diversos 1,2% 1,3% 3,1% 2,2%607. Compra de Energía 29,4% 0,1% 63,7% 46,2%62. Cargas de Personal 5,9% 12,0% 6,3% 6,3%63. Servicios Prestados por Terceros 7,6% 14,6% 10,0% 9,1%64. Tributos 3,0% 2,1% 1,7% 2,3%65. Cargas Diversas de Gestión 2,0% 5,5% 1,3% 1,8%68. Provisiones del ejercicio 16,5% 42,9% 8,2% 13,1%Total Costo del Servicio 90,8% 78,5% 97,2% 93,7%670. Cargas Financieras 9,2% 21,5% 2,8% 6,3%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 diciembre del 2009
fueron Electroperú con S/. 443,7 millones (58,2% de sus costos totales), Kallpa registra
S/. 121,3 millones (34,1% de sus costos totales), mientras que Edegel destinó S/. 116,5
47
millones (31,2%) y Enersur S/. 82,3 millones (27,5%) en Compra de Energía
respectivamente.
Kallpa destina el 31,2% de sus costos a Compra de Energía (S/. 121,3 millones), el
25,6% a Combustibles y Lubricantes (S/. 99,6 millones) y presenta Cargas Financieras
por un valor del 27,9% de sus costos (S/. 108,5 millones).
Edegel gastó en Combustibles y Lubricantes S/. 218,1 millones (27,1%), presenta
Provisiones del ejercicio por S/. 205,1millones (25,5%), presenta sus Compra de Energía
por un valor de S/. 116,5 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 27,1% 14,7% 0,8% 5,3% 58,9% 25,6% 47,0% 25,2%606. Suministros Diversos 1,8% 2,4% 0,0% 0,6% 1,3% 0,2% 1,2% 1,2%607. Compra de Energía 14,5% 34,1% 19,8% 58,2% 10,3% 31,2% 27,5% 29,4%62. Cargas de Personal 4,0% 14,7% 22,7% 4,5% 5,7% 3,1% 3,6% 5,9%63. Servicios Prestados por Terceros 6,0% 7,9% 16,3% 10,4% 6,2% 2,6% 3,4% 7,6%64. Tributos 4,1% 4,3% 5,9% 3,1% 1,7% 1,2% 8,5% 3,0%65. Cargas Diversas de Gestión 1,8% 2,6% 3,8% 1,3% 1,6% 0,9% 1,1% 2,0%68. Provisiones del ejercicio 25,5% 19,4% 30,7% 16,5% 10,2% 7,4% 7,3% 16,5%Total Costo del Servicio 84,7% 100,0% 100,0% 100,0% 96,1% 72,1% 99,7% 90,8%670. Cargas Financieras 15,3% 0,0% 0,0% 0,0% 3,9% 27,9% 0,3% 9,2%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/. 325,9 millones
(incluyendo cargas financieras). La empresa que presenta el mayor costo en este grupo
es REP (S/. 220,3 millones), para REP las Provisiones del ejercicio tienen un valor de
S/. 94,6 millones (43,0%) y sus Cargas de Personal presentan un valor de S/. 36,5
millones (16,6%).
Transmantaro es la segunda empresa transmisora de energía eléctrica con mayores
niveles de costos incluyendo cargas financieras (S/. 49,2 millones), de los cuales el
40,1% corresponde a Provisiones del ejercicio (S/. 19,7 millones) y el 17,6% a Servicios
Prestados por Terceros (S/. 8,7 millones).
48
Por su parte Redesur tiene Costos y Cargas financieras de S/. 26,0 millones, de los
cuales el 35,4% corresponde a Provisiones del ejercicio (S/. 9,2 millones) y el 20,5% a
Servicios Prestados por Terceros (S/. 5,3 millones).
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 0,4% 0,0% 0,4% 1,9% 0,0% 1,3%607. Compra de Energía 1,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,1%62. Cargas de Personal 0,0% 3,9% 7,4% 16,6% 0,4% 12,0%63. Servicios Prestados por Terceros 37,3% 27,3% 20,5% 10,7% 17,6% 14,6%64. Tributos 1,5% 3,0% 2,3% 1,9% 2,5% 2,1%65. Cargas Diversas de Gestión -1,7% 3,6% 11,8% 6,0% 3,3% 5,5%68. Provisiones del ejercicio 61,3% 44,5% 35,4% 43,0% 40,1% 42,9%Total Costo del Servicio 100,0% 82,3% 77,7% 80,0% 64,1% 78,5%670. Cargas Financieras 0,0% 17,7% 22,3% 20,0% 35,9% 21,5%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 (2,8%). La partida que concentra la mayor parte de los costos es la Compra
de Energía (63,7%), siendo así los costos que representan mayor proporción entre los
costos totales de las empresas distribuidoras, seguidos por Servicios Prestados por
Terceros (10,0%) y Provisiones del ejercicio con (8,2%).
Electro Oriente es la empresa que más valor presenta en Servicios Prestados por
Terceros con 15,8% e Hidrandina es la empresa que más valor presenta en Provisiones
del ejercicio con 11,2% 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% 0,1% 55,8% 0,2% 0,0% 0,7% 2,8%606. Suministros Diversos 3,8% 3,6% 5,9% 3,1% 0,7% 3,6% 3,1%607. Compra de Energía 67,9% 68,0% 0,0% 62,2% 72,6% 63,0% 63,7%62. Cargas de Personal 4,2% 5,1% 8,3% 5,9% 7,3% 6,5% 6,3%63. Servicios Prestados por Terceros 8,4% 13,1% 15,8% 14,3% 7,5% 9,8% 10,0%64. Tributos 1,5% 1,8% 1,8% 1,8% 1,9% 1,7% 1,7%65. Cargas Diversas de Gestión 0,7% 0,7% 2,9% 1,3% 1,1% 3,6% 1,3%68. Provisiones del ejercicio 7,9% 7,6% 9,0% 11,2% 5,4% 9,5% 8,2%Total Costo del Servicio 94,4% 100,0% 99,5% 100,0% 96,6% 98,4% 97,2%670. Cargas Financieras 5,6% 0,0% 0,5% 0,0% 3,4% 1,6% 2,8%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 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/. 4 081,3 millones; es decir 46,2% del
costo del servicio y cargas financieras. El 13,1% (S/. 1 162,4 millones) va destinado a
Provisiones del ejercicio, el 12,6%(S/. 1 114,0 millones) va destinado a Combustibles y
Lubricantes y el 9,1% (S/. 807,5 millones) a Servicios Prestados por Terceros. A su vez,
las Cargas Financieras ascienden a S/. 557,4 millones, que representa el 6,3%.
En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la Compra de Energía realizada fue de
S/. 4 047,9 millones (47,3% del total de sus costos incluido cargas financieras), las
Provisiones del ejercicio alcanzan S/. 1 133,3 millones (13,3%). Los Combustibles y
Lubricantes y Servicios Prestados por Terceros ascienden a S/. 996,5 millones (11,7%) y
S/. 765,4 (8,9% respectivamente).
El total de costos de los Sistemas Aislados ascienden a S/. 268,1 millones (incluido
cargas financieras), de los cuales se destina S/. 117,5 millones (40,8%) a Combustibles
y Lubricantes, S/. 42,1 millones a Servicios Prestados por Terceros (14,6%), S/. 33,4
millones a Compra de Energía (11,6%), S/. 29,1 millones (10,1%) a Provisiones del
ejercicio, y S/. 18,4 millones a Cargas de Personal (6,4%).
Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema
Análisis Vertical por Sistemas SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 11,7% 40,8% 12,6%606. Suministros Diversos 2,1% 4,6% 2,2%607. Compra de Energía 47,3% 11,6% 46,2%62. Cargas de Personal 6,3% 6,4% 6,3%63. Servicios Prestados por Terceros 8,9% 14,6% 9,1%64. Tributos 2,3% 2,4% 2,3%65. Cargas Diversas de Gestión 1,8% 2,6% 1,8%68. Provisiones del ejercicio 13,3% 10,1% 13,1%Total Costo del Servicio 93,7% 93,1% 93,7%670. Cargas Financieras 6,3% 6,9% 6,3%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0%
2.5. ANÁ
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51
Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) SISTEMAS GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS Total
Activo Fijo Bruto Inmuebles 10 656,4 255,6 457,9 11 369,9 Inmuebles % 47,3% 16,4% 3,8% 31,4%Maquinaria y Equipos 10 228,5 1 138,7 10 383,5 21 750,7 Maquinaria y Equipos % 45,4% 73,0% 85,4% 60,0%Total 22 544,5 1 560,1 12 161,5 36 266,0 Total % 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Depreciación AcumuladaInmuebles 3 481,1 87,5 123,4 3 692,1 Inmuebles % 38,3% 14,2% 2,7% 25,7%Maquinaria y Equipos 5 285,9 490,1 4 347,3 10 123,3
Maquinaria y Equipos % 58,2% 79,7% 93,4% 70,5%
Total 9 083,7 615,0 4 655,9 14 354,6
Total % 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Activo Fijo NetoInmuebles 7 175,3 168,0 334,5 7 677,8 Inmuebles % 53,3% 17,8% 4,5% 35,0%Maquinaria y Equipos 4 942,6 648,7 6 036,1 11 627,4 Maquinaria y Equipos % 36,7% 68,6% 80,4% 53,1%Total 13 460,8 945,0 7 505,6 21 911,3
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/. 21 459,6 millones, de los cuales el 52,8% son de Maquinarias y Equipos y el 35,4%
de Inmuebles, su Depreciación acumulada alcanza los S/. 14 224,2 millones y
corresponden el 39,9% 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 11 248,7 121,2 11 369,9Inmuebles % 31,5% 20,8% 31,4%Maquinarias y Equipos 21 362,3 388,4 21 750,7
Maquinaria y Equipos % 59,9% 66,7% 60,0%
Total 35 683,8 582,2 36 266,0
Total % 100,0% 100,0% 100,0%
Depreciación AcumuladaInmuebles 3 655,1 36,9 3 692,1Inmuebles % 25,7% 28,3% 25,7%Maquinarias y Equipos 10 038,2 85,2 10 123,3Maquinaria y Equipos % 70,6% 65,3% 70,5%Total 14 224,2 130,4 14 354,6Total % 100,0% 100,0% 100,0%
Activo Fijo NetoInmuebles 7 593,6 84,3 7 677,8Inmuebles % 35,4% 18,6% 35,0%Maquinarias y Equipos 11 324,2 303,2 11 627,4Maquinaria y Equipos % 52,8% 67,1% 53,1%Total 21 459,6 451,8 21 911,3
Total % 100,0% 100,0% 100,0%
Los Sistemas Aislados poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 451,8 millones, de
los cuales el 67,1% corresponde a Maquinarias y Equipo y el 18,6% a Inmuebles, la
Depreciación acumulada de los Sistemas Aislados alcanza los S/. 130,4 millones que
representan el 22,4% 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 FIJOCentrales Térmicas
Centrales Hidraúlicas
Comercialización Administración Total SubestacionesLineas Muy alta
Tensión
Lineas Alta
tensiónAdministración Total
Redes Media Tensión
Redes Baja Tensión
Comercialización Adminsitración Total Total Acumulado
ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 65 629 49 746 106 12 498 127 979 36 069 73 391 36 534 43 674 3 139 23 665 38 721 109 198 273 711 Inmuebles 861 509 9 918 039 2 917 102 784 10 885 250 99 449 52 62 849 100 411 123 073 28 320 108 674 124 157 384 223 11 369 884 Maquinarias y Equipos 4 804 278 5 473 270 479 298 647 10 576 673 1 277 405 427 617 331 900 9 2 036 932 3 040 049 5 442 136 569 434 85 476 9 137 095 21 750 700 Muebles 12 517 9 741 1 450 25 652 49 360 10 995 2 603 98 1 562 15 258 12 686 12 855 27 649 27 356 80 545 145 163 Unidades de Transport 10 935 38 670 146 16 280 66 030 12 631 71 313 13 014 10 165 16 920 18 736 19 712 65 533 144 577 Equipos Diversos 272 194 104 551 5 832 84 611 467 188 42 532 1 450 174 2 525 46 682 27 966 23 286 25 389 37 635 114 277 628 147 Otros 649 136 366 037 24 17 938 1 033 136 127 098 17 897 9 032 154 028 250 268 260 190 22 811 233 364 766 633 1 953 797 Total 6 676 198 15 960 053 10 954 558 410 23 205 616 1 606 180 449 693 341 337 5 649 2 402 859 3 507 881 5 786 846 796 357 566 420 10 657 504 36 265 979 DEPRECIACION ACUMULADA
Inmuebles 210 212 3 293 043 1 985 51 464 3 556 703 32 107 5 9 185 32 305 31 527 10 612 25 795 35 118 103 052 3 692 060 Maquinarias y Equipos 2 133 952 3 344 542 327 1 329 5 480 149 532 345 186 793 166 224 9 885 370 1 159 844 2 263 271 270 025 64 656 3 757 797 10 123 316 Muebles 8 342 7 552 1 207 21 308 38 408 5 939 1 851 21 1 050 8 861 9 910 9 795 21 421 19 746 60 872 108 141 Unidades de Transport 8 141 31 898 115 12 697 52 850 9 533 83 126 9 742 5 894 11 181 12 275 14 068 43 418 106 011 Equipos Diversos 100 898 68 570 3 597 53 513 226 578 17 333 1 245 130 1 280 19 988 16 411 13 605 17 061 23 394 70 471 317 038 Otros 3 188 3 320 218 6 725 318 318 422 135 463 1 021 8 064 Total 2 464 732 6 748 924 7 230 140 528 9 361 414 597 574 189 894 166 467 2 649 956 584 1 224 009 2 308 599 346 578 157 446 4 036 631 14 354 630 ACTIVO FIJO NETO Terrenos 65 629 49 746 106 12 498 127 979 36 069 73 391 36 534 43 674 3 139 23 665 38 721 109 198 273 711 Inmuebles 651 297 6 624 996 932 51 320 7 328 546 67 342 47 53 664 68 107 91 546 17 708 82 879 89 039 281 171 7 677 824 Maquinarias y Equipos 2 670 326 2 128 725 152 297 318 5 096 521 745 060 240 824 165 676 1 1 151 561 1 880 210 3 178 863 299 409 20 820 5 379 301 11 627 384 Muebles 4 175 2 189 243 4 345 10 952 5 057 752 76 512 6 397 2 776 3 060 6 228 7 609 19 673 37 022 Unidades de Transport 2 793 6 772 31 3 583 13 180 3 097 ( 12 ) 186 3 272 4 271 5 739 6 460 5 644 22 114 38 566 Equipos Diversos 171 297 35 980 2 235 31 098 240 610 25 200 205 44 1 244 26 694 11 555 9 681 8 329 14 241 43 805 311 109 Otros 645 949 362 701 24 17 721 1 026 394 126 780 17 897 9 032 153 710 249 862 260 045 22 811 232 911 765 629 1 945 733 Total 4 211 467 9 211 110 3 724 417 882 13 844 183 1 008 605 259 799 174 870 2 999 1 446 275 2 283 894 3 478 234 449 780 408 984 6 620 892 21 911 349
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOSAl 31 de Diciembre de 2009
(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 ROA4
Por Tipo de Empresa
La Utilidad Operativa Total anualizada al 31 de diciembre de 2009 fue de S/. 2 875,5
millones, de los cuales las empresas generadoras obtuvieron S/. 1 693,2 millones
(58,9% del Total Utilidad Operativa), mientras que las empresas distribuidoras obtuvieron
S/. 1 004,4 millones (34,9% del Total) y la Utilidad Operativa para las empresas
transmisoras fue de S/. 177,9 millones (6,2%).
Por Sistema
La Utilidad Operativa anualizada al cierre del auditado de 2009 producida por el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional fue de S/. 2 853,8 millones, 99,2% de la Utilidad Total.
Los Sistemas Aislados tuvo una Utilidad Operativa anualizada de S/. 21,7 millones
(0,8%).
• El sector eléctrico presenta un ROA promedio de 9,8% para el auditado del año
2009.
• Para el caso de las empresas de Generación el nivel de activos al cierre del
periodo de análisis es de S/. 17 324,6 millones que comparado con su Utilidad
Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA de 9,8%.
• Para el caso las empresas Transmisoras, el nivel de activos al cierre del periodo
de análisis es de S/. 2 381,4 millones que comparado con su Utilidad Operativa
genera un retorno sobre sus activos, ROA del 7,5%.
• Para el caso las Distribuidoras, el nivel de activos al cierre del periodo de
análisis es de S/. 9 726,4 millones que comparado con su Utilidad Operativa
genera un retorno sobre sus activos, ROA del 10,3%.
• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el nivel de activos al
cierre del periodo de análisis es de S/. 28 854,3 millones que comparado con
su Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 9,9%. 4 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/. 578,1 millones que comparado con su Utilidad Operativa
genera un retorno sobre sus activos, ROA del 3,8%.
2.6.2. CÁLCULO DEL ROE5
Por Tipo de Empresa
La Utilidad antes de Impuestos Total anualizada es de S/. 2 809,7 millones, de los
cuales las empresas generadoras tuvieron una Utilidad Financiera antes de
Impuestos de S/. 1 692,2 millones (60,2% del Total), mientras que las empresas
distribuidoras obtuvieron una Utilidad Financiera antes de Impuestos de S/. 974,0
millones (34,7% de dichas Utilidades). Para el caso de las empresas transmisoras la
Utilidad Financiera antes de Impuestos fue de S/. 143,5 millones, 5,1% del Total de
la Utilidad Financiera antes de Impuestos.
• El sector eléctrico para el auditado del año 2009 presenta en promedio una
Rentabilidad sobre el Patrimonio (ROE) de 16,8%.
• Para las empresas Generadoras el Patrimonio Neto al cierre del periodo de
análisis es de S/. 9 881,4 millones que comparado con su Utilidad antes de
Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 17,1%.
• Para el caso de las empresas Transmisoras el Patrimonio Neto al cierre del
periodo de análisis es de S/. 1 078,6 millones que comparado con su Utilidad
antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 13,3%.
• Para las empresas Distribuidoras, el Patrimonio Neto al cierre del periodo de
análisis es de S/. 5 765,3 millones que comparado con su Utilidad antes de
Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 16,9%.
• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el Patrimonio Neto al
cierre del periodo de análisis es de S/. 16 216,8 millones que comparado con
su Utilidad antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE de
17,2%.
5 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/. 508,5 millones que comparado con su Utilidad antes de
Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 4,8%.
2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA
EMPRESAS GENERADORAS
Liquidez Las empresas generadoras tienen una razón corriente de 1,28 destacando por su alto
índice entre este grupo de empresas Egemsa con 7,00 y Egasa con 4,57. Por otro lado,
el índice más bajo lo ubicamos en Chinango 0,23 y con Electro Andes 0,63.
Solvencia
El endeudamiento patrimonial para el conjunto de las empresas generadoras fue de 0,72.
Las empresas de mayor impacto deuda patrimonio son Chinango 2,25, Enersur con 1,76,
Kallpa con 1,66, Egenor con 1,20 y Edegel con 0,92. Las empresas con menor ratio son
en este caso Egemsa, Egasa, Egesur y Shougesa con 0,04, 0,17, 0,19 y 0,28
respectivamente, las mismas que presentan valores extremadamente altos y atípicos de
cobertura de interés, explicadas precisamente por tener un bajísimo nivel de deuda.
Rentabilidad
En lo que respecta a la Rentabilidad Económica (ROA), para el auditado del año 2009 se
encuentra en 9.8%. Para el cálculo de este indicador se ha utilizado la Utilidad Operativa
y los Activos totales registrados al cierre del periodo de análisis. Los ROA más altos los
encontramos en Eepsa (23,2%), Enersur (18,0%), y Termoselva (15,6%). Electroperú
alcanzó el 13,2 %. Los índices más bajos lo obtuvieron Egepsa y Egesur con 0,4 % y
1,6% respectivamente.
La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó 17.1% para este periodo de análisis. Para el
cálculo de este indicador se ha utilizado la Utilidad antes de impuestos y el Patrimonio
57
neto registrado al cierre del periodo de análisis. Los mejores niveles de ROE los
encontramos en Enersur con 45.5%, Eepsa con 42.2%, Sinersa con 23.4%, y Egenor con
20.9%. Por otro lado las empresas Egepsa y Egasa obtuvieron índices de 1.9% y 3.57%
respectivamente. Electroperú obtuvo un índice de 20.86%.
El ROE en algunas empresas, como Enersur y Eepsa, es mucho mayor debido al efecto
positivo del apalancamiento, esto se deriva del hecho que el ROA es mayor que el costo
de la deuda que estas empresas asumen para financiar sus inversiones.
Gestión
En lo que se refiere a la efectividad de cobranza en las empresas generadoras, Egasa
presenta un periodo de cobranza de 106 días, Eepsa presenta un periodo de cobranza
de 83 días, Shougesa 82 días, San Gabán 79 días y Chavimochic 78 días. Por otro los
períodos de cobranza más cortos los presentan Electroperú, Egesur y Edegel con 34, 35
y 40 días respectivamente. En promedio las empresas generadoras, al 31 de diciembre
de 2009, reflejan un periodo de cobranza de 46 días.
En lo referente a la estructura de la gestión de la deuda, se encuentra en 26,11%,
destacando por su alto índice Termoselva con 100,00%, Shougesa con 97,80% y
Electroperú con 54,32%. Entre las empresas que presentan los menores porcentajes
tenemos a Sinersa con 11,72%.
GIR sobre Patrimonio
En lo que respecta al ratio de GIR sobre Patrimonio las empresas generadoras tienen un
promedio razonable de 23,7%, sin embargo se aprecia empresas que están por encima
del promedio como es el caso de Eepsa (56,7%), esto se debe a que en el patrimonio
neto ha sido menor con respecto al 2008, en el rubro utilidades acumuladas reflejando un
saldo negativo de S/. 12 millones en el 2009.
GIR sobre Activo Fijo La GIR sobre el Activo fijo se ubica a diciembre 2009 en 17.4%, dando los mayores
valores en Eepsa 47.9% y Enersur 35. 9%.
Eepsa muestra un ratio del 47,9% por encima del promedio con respecto a las otras
empresas, esto se debe a que los componentes que conforman este ratio se han
58
mantenido igual con respecto a los importes de los periodos 2007 y 2008, estos años
muestran un ratio de 79% y 50% respectivamente.
Shougesa muestra un ratio en el orden de 44,5% por encima del promedio, este
incremento se debe a que su Utilidad Operativa en el 2009 ha aumentado con respecto
al 2008, y sus Activos Fijos Netos el 2009 ha disminuido con respecto al 2008.
Efectividad de Cobranza
En lo que se refiere a la efectividad de cobranza en las empresas generadoras, Egasa
presenta efectividad de cobranza de 106 días, Eepsa presenta una efectividad de
cobranza de 83 días y Shougesa, estas empresas están por encima del periodo de
cobranza, esto se debe a que sus Cuentas por Cobrar han aumentado sin tener en
cuenta la oportunidad de cobranza de las ventas de energía, por la falta de un
procedimiento de cobranza en el control interno de estas empresas.
Las empresas que tienen menor efectividad de cobranza son: Edegel con 35 días y
Electroperú con 34 días. En promedio las empresas generadoras, al 31 de diciembre de
2009, tienen un índice de efectividad de cobranza de 46 días.
Gastos en Personal Las empresas generadoras muestra un ratio promedio razonable de 10,1%, sin embargo
se aprecia que la empresa Chavimochic está muy por encima del promedio reflejando un
ratio del 70,8% esto se debe a que el rubro Servicios Prestados por Terceros se ha
incrementado con respecto al 2008 en 2,97% sus Servicios.
EMPRESAS TRANSMISORAS
Liquidez
La razón corriente de las empresas transmisoras a diciembre 2009 es de 1,01. Las
empresas que presentaron un mayor índice de liquidez corriente fueron Redesur con
5,01, Isa-Perú con 1,74, Eteselva con 1,47, Rep y Transmantaro son las empresas que
presentan el menor índice con 1,09 y 0,58 respectivamente.
59
Solvencia
El índice de endeudamiento patrimonial para las empresas transmisoras fue de 1,21. Las
empresas con mayores niveles a diciembre de 2009 fueron Transmantaro con 2,04 y
Redesur con 1,62. La empresa que presentó un menor índice fue Eteselva con 0,12.
Rentabilidad La Rentabilidad económica (ROA) de las empresas transmisoras en este periodo es
7.5%. Por empresas, Transmantaro alcanzó 9.5%, ISA-Perú obtuvo 12.8%, Redesur
11.6%, y REP 6.2%. Eteselva en este periodo de análisis es la que obtuvo el menor
rendimiento sobre los activos (2.6%).
La Rentabilidad financiera (ROE) alcanzó 13.3% en el auditado del año 2009. Las
empresas que alcanzaron los mayores retornos fueron Transmantaro (25.8%) y Redesur
(23.4%). La empresa de menor ROE promedio en este periodo fue Eteselva con 2.5%.
Gestión
El periodo de cobranza en días para las empresas transmisoras es de 38 días. Las
empresas transmisoras con mayores periodos de cobranza son Rep con 43 dias y
Transmantaro con 38 dias. Las empresas Redesur e Isa-Perú presentan los menores
índices con 36 y 35 días respectivamente. La empresa Eteselva no presenta un índice
coherente con la realidad.
En lo referente a la estructura de la gestión de la deuda, se encuentra en 21,64%. Los
mayores valores los podemos apreciar en Transmantaro con 30,21% y Rep con 16,83%.
Redesur presenta el menor índice con 5,49%.
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Liquidez
La razón corriente en las empresas distribuidoras es de 0,98. Los mayores índices se
ubican en Electro Ucayali con 4,00, Seal con 2,88 y Electrosur con 2,88. Las empresas
con menor índice son Electrocentro con 0,62, Hidrandina con 0,64 y Luz del Sur con
0,67.
60
Solvencia
Con respecto al índice de endeudamiento patrimonial las distribuidoras tienen un valor de
0,69. Los menores índices se muestran en Electro Ucayali con 0,06, Electro Oriente con
0,15 y Electro Sur Este con 0,16. Las empresas con mayor endeudamiento patrimonial
en este grupo son Edelnor con 1,87 y Luz del Sur con 1,14.
Rentabilidad
La Rentabilidad Económica (ROA) anualizada de las empresas distribuidoras para este
periodo de análisis alcanzó 10.3%. Siendo la empresa representativa de mayor
rentabilidad Luz del Sur con 19,6%. Por otro lado, Electro Ucayali es la empresa que
presentan un retorno negativo sobre los activos con un ROA anualizado de -1.9%, esto
se debe que en el 2009 ha generado pérdida, como también se visualiza en años
anteriores.
La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó 16.9% para el auditado del año 2009, siendo
las empresas más representativas con mayor rentabilidad financiera Luz del Sur con
39,7% y Edelnor con 31,8%. Las empresas Edecañete y Electropuno presentan índices
bajos de 4.3 % y 4.7%, siendo la empresa con menor rentabilidad financiera Electro
Ucayali con -0.9%.
Gestión
El periodo de cobro promedio de las empresas distribuidoras es de 52 días. Las
empresas que presentan un menor índice son Electro Tocache con 19 días y Electro
Oriente con 28 días. La empresa que presenta el mayor indicador es Coelvisac con 67
días.
En lo referente a la estructura de la gestión de la deuda, se encuentra en 37,15%
destacando por su alto índice Electro Sur Este con 93,92%, Electronorte con 76,21% y
Electro Oriente con 75,27%. La empresa que presenta el menor porcentaje es Edelnor
con 21,95%.
61
GIR sobre Patrimonio
Edelnor muestra un ratio del 51,9% por encima del promedio esto se debe al incremento
de su Utilidad Operativa en el 2009, por el importe de S/. 27,6 millones con respecto al
2008, manteniendo su Patrimonio Neto en el 2009 con respecto al 2008.
Luz del Sur muestra un ratio de 46,4% que es igual con respecto a los periodos 2007 y
2008, mostrando el mismo crecimiento de los componentes de este ratio respecto a los
periodos antes mencionados.
GIR sobre Activo Fijo
El GIR sobre el Activo fijo se ubica a diciembre del 2009 en 17.3%, observándose valor
más bajo en Electro Ucayali con 1.59%. Luz del Sur, la empresa más representativa
25.8%.
Efectividad de Cobranza El periodo de cobro promedio es de 52 días. Las empresas que presentan un menor
índice son Electro Tocache con 19 días, Electro Oriente con 28 días, Sersa con 39 días,
Electro Sur Este con 41 días y Seal con 47 días.
La empresa que presenta el mayor indicador es Coelvisac con 67 días, Electro Sur Medio
con 64 días, Electrocentro con 62 días, Electronoroeste con 60 días. Estas empresas
están por encima del periodo de cobranza, debido a que sus Cuentas por Cobrar han
aumentado sin tener en cuenta la política de cobranza reflejada en el procedimiento de
cobranza estipulado en el control interno de estas empresas.
ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS CON VALORES ATÍPICOS
• GIR sobre Patrimonio
Generación En lo que respecta al ratio de GIR sobre Patrimonio las empresas generadoras tienen un
promedio razonable de 23,7%, sin embargo se aprecia empresas que están por encima
del promedio como es el caso de Eepsa (56,7%), esto se debe a que en el patrimonio
62
neto ha sido menor con respecto al 2008, en el rubro utilidades acumuladas reflejando un
saldo negativo de S/. 12 millones en el 2009.
Distribución Edelnor muestra un ratio del 51,9% por encima del promedio esto se debe al incremento
de su Utilidad Operativa en el 2009, por el importe de S/. 27,6 millones con respecto al
2008, manteniendo su Patrimonio Neto en el 2009 con respecto al 2008.
Luz del Sur muestra un ratio de 46,4% que es igual con respecto a los periodos 2007 y
2008, mostrando el mismo crecimiento de los componentes de este ratio respecto a los
periodos antes mencionados.
Sersa muestra un ratio del 99,3% por encima del promedio esto se debe al incremento
de las provisiones del ejercicio más la Utilidad Operativa en el 2009 con respecto al 2008
en un importe de S/. 87 647.
• GIR sobre Activo Fijo
Generación Eepsa muestra un ratio del 47,9% por encima del promedio con respecto a las otras
empresas, esto se debe a que los componentes que conforman este ratio se han
mantenido igual con respecto a los importes de los periodos 2007 y 2008, estos años
muestran un ratio de 79% y 50% respectivamente.
Shougesa muestra un ratio en el orden de 44,5% por encima del promedio, este
incremento se debe a que su Utilidad Operativa en el 2009 ha aumentado con respecto
al 2008, y sus Activos Fijos Netos el 2009 ha disminuido con respecto al 2008.
Transmisión Las empresas de transmisión muestran para este ratio un valor no aplicable, debido a
que existe una disminución significativa de los Activos fijos netos, explicado por un nuevo
tratamiento contable de sus activos fijos por parte de Isa-Perú y Transmantaro.
63
Distribución Sersa muestra para este ratio un valor no aplicable por su reducido valor contable de sus
activos fijos.
• Efectividad de Cobranza
Generación En lo que se refiere a la efectividad de cobranza en las empresas generadoras, Egasa
presenta efectividad de cobranza de 106 días, Eepsa presenta una efectividad de
cobranza de 83 días, Shougesa 82 días, San Gabán 79 días y Chavimochic 78 días,
estas empresas están por encima del periodo de cobranza, esto se debe a que sus
Cuentas por Cobrar han aumentado sin tener en cuenta la oportunidad de cobranza de
las ventas de energía, por la falta de un procedimiento de cobranza en el control interno
de estas empresas.
Distribución La empresa que presenta el mayor indicador es Coelvisac con 67 días, Electro Sur Medio
con 64 días, Electrocentro con 62 días, Electronoroeste con 60 días. Estas empresas
están por encima del periodo de cobranza, debido a que sus Cuentas por Cobrar han
aumentado sin tener en cuenta la política de cobranza reflejada en el procedimiento de
cobranza estipulado en el control interno de estas empresas.
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.
64
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
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 Diciembre del 2009, aplicando para ello el IPM y el tipo de cambio
correspondientes (IPM=188,507760, TC=2,891).
65
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 por 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 publicación del
COES-SINAC.
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).
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.
66
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 GIR6. 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 a las centrales térmicas. Luego se efectúa una 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.
6 Utilidad económica + provisiones de los últimos cuatro trimestres.
67
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 15,2%. Mientras que el mismo indicador para las transmisoras es 19,6% y de
11,7% para las distribuidoras.
Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico.
Respecto a las empresas generadoras, se observa que la más representativa, Edegel,
alcanza una TIR de 16,5% mientras Electro Perú alcanza una TIR de 15,7%.
Las empresas generadoras que muestran mayor TIR base VNR son: Eepsa con el
máximo indicador de 33,4% y Termoselva con una TIR de 25,1%.
En cuanto a las empresas transmisoras, ISA, una de las empresas más pequeñas de las
transmisoras obtuvo una TIR base VNR de 13,9%, mientras que Transmantaro, una de
las empresas más grandes de las Transmisoras, obtuvo una TIR de 11,7%. El indicador
para las transmisoras es de 19,6%.
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 3 498 040 16,5% Transmantaro 630 202 11,7% Luz del Sur 3 326 792 14,3%Electroperú 3 663 310 15,7% REP 410 032 41,6% Edelnor 3 156 799 13,5%Egenor 1 420 818 11,2% Redesur 251 251 11,2% Hidrandina 910 796 8,7%Enersur 1 794 033 21,6% ISA-Perú 177 630 13,9% Electrocentro 707 493 8,4%Egasa 835 541 7,1% Eteselva 145 053 10,7% Seal 447 361 10,7%Electro Andes 829 750 13,8% 0,0% Electro Sur Este 481 931 7,7%San Gabán 451 284 12,1% 0,0% Electronoroeste 466 537 8,3%Egemsa 395 102 14,1% 0,0% Electro Oriente 447 920 7,9%Termoselva 263 625 25,1% 0,0% Electronorte 303 886 13,0%Kallpa 498 004 13,5% 0,0% Electro Sur Medio 287 991 8,2%Egesur 163 663 4,9% 0,0% Electro Puno 275 435 4,7%Shougesa 87 433 22,1% 0,0% Electro Ucayali 112 311 *Eepsa 207 306 33,4% 0,0% Electrosur 190 995 7,9%Cahua 324 771 10,3% 0,0% Edecañete 50 603 9,6%Sinersa 135 299 16,2% 0,0% Electro Tocache 16 160 3,2%Chavimochic 32 843 * 0,0% Coelvisac 19 798 16,3%Chinango 679 408 5,8% 0,0% Emseusa 6 731 9,9%
0,0% Sersa 3 368 14,6%TOTAL 15 280 230 15,2% TOTAL 1 614 168 19,6% TOTAL 11 212 906 11,7%
1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 20052 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
DISTRIBUIDORASGENERADORAS TRANSMISORAS
68
En promedio, las empresas distribuidoras alcanzaron una TIR base VNR de 11,7%. Los
resultados de Coelvisac con una TIR base VNR de 16,3% y Luz del Sur con 14,3%, 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
14%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de los doce últimos meses y
sus niveles de inversión, las empresas del sector obtienen en promedio, a lo largo de la
vida útil de sus activos, una rentabilidad del 14%.
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 resultados que las segundas.
Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas
Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.
Generadoras 15 280 230 15,2%Transmisoras 1 614 168 19,6%Distribuidoras 11 212 906 11,7%TOTAL 28 107 304 14,0%
TIR SECTOR ELECTRICO
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 3 498 040 16,5% Transmantaro 630 202 11,7% Luz del Sur 3 326 792 14,3%Egenor 1 420 818 11,2% REP 410 032 41,6% Edelnor 3 156 799 13,5%Enersur 1 794 033 21,6% Redesur 251 251 11,2% Electro Sur Medio 287 991 8,2%Electro Andes 829 750 13,8% ISA-Perú 177 630 13,9% Edecañete 50 603 9,6%Termoselva 263 625 25,1% Eteselva 145 053 10,7% Coelvisac 19 798 16,3%Kallpa 498 004 13,5% 0,0% Sersa 3 368 14,6%Shougesa 87 433 22,1% 0,0% 0,0%Eepsa 207 306 33,4% 0,0% 0,0%Cahua 324 771 10,3% 0,0% 0,0%Sinersa 135 299 16,2% 0,0% 0,0%Chinango 679 408 5,8% 0,0% 0,0%TOTAL 9 738 486 16,0% TOTAL 1 614 168 19,6% TOTAL 6 845 351 13,6%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 Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS
69
El promedio de la TIR base VNR de las generadoras privadas es de 16,7% a pesar del
resultado destacado de Termoselva con 25,1%, Eepsa del grupo Endesa con un
indicador de 33,4%. La empresa que mostró un menor rendimiento fue Chinango con
5,8% de TIR base VNR, seguida por Cahua con 10,3%.
La TIR base VNR de las transmisoras es de 19,5%. Las empresas REP e ISA muestran
las TIR más altas del sector con 41,6% y 13,9% respectivamente. Todas las empresas
transmisoras son privadas.
En cuanto al resultado de la TIR base VNR de las distribuidoras de administración
privada, se aprecia una diferencia de 1,9 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 , las que mayor nivel de activos poseen, obtuvieron ambas 14,3%
y 13,5% de TIR base VNR, respectivamente. Edecañete presenta una TIR base VNR de
9,6% mientras que Electro Sur Medio obtuvo una TIR base VNR de 8,2%, niveles de
rentabilidad bajos considerando el promedio de este grupo (13,6%).
Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas)
El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas privadas del Sector Eléctrico
es 15,4%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de las empresas a
diciembre de 2009 y sus niveles de inversión, VNR Estimados, las empresas del sector
obtienen en promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, una rentabilidad del 15,4%.
Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Generadoras 9 738 486 16,0%Transmisoras 1 614 168 19,6%Distribuidoras 6 845 351 13,6%TOTAL 18 198 004 15,4%
TIR SECTOR ELECTRICO PRIVADO
70
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
13,6%; destacando el indicador obtenido por Electroperú (15,7%). En las empresas de
distribución destaca Electronorte con 13,0%.
El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas estatales del Sector Eléctrico
es 11,3%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de las empresas a
diciembre de 2009 y sus niveles de inversión, VNR Estimados, las empresas del sector
obtienen en promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, una rentabilidad del 11,3%.
Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Electroperú 3 663 310 15,7% Hidrandina 910 796 8,7%Egasa 835 541 7,1% Electrocentro 707 493 8,4%San Gabán 451 284 12,1% Seal 447 361 10,7%Egemsa 395 102 14,1% Electro Sur Este 481 931 7,7%Egesur 163 663 4,9% Electronoroeste 466 537 8,3%Chavimochic 32 843 * Electro Oriente 447 920 7,9%
Electronorte 303 886 13,0%Electro Puno 275 435 4,7%Electro Ucayali 112 311 *ElectroSur 190 995 7,9%Electro Tocache 16 160 3,2%Emseusa 6 731 9,9%
0TOTAL 5 541 744 13,6% TOTAL 4 367 556 8,4%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES
Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.Generadoras 5 541 744 13,6%Distribuidoras 4 367 556 8,4%TOTAL 9 909 300 11,3%
TIR SECTOR ELECTRICO ESTATALES
71
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 15,3% destacando la empresa
Eepsa con 33,5%.
Las empresas transmisoras son las que obtuvieron el mayor valor del ratio: 19,7%,
siendo Eteselva la de menor valor con 11,2%. Por el contrario la empresa REP muestra
un ratio de 41,6%.
Las empresas distribuidoras muestran en promedio un ratio GIR / VNR de 12,5%
destacando entre las más representativas Luz del Sur y Edelnor con 14,8% y 14,1%
respectivamente.
Se muestra el resumen de las empresas con sus respectivos ratios.
Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas
El resultado consolidado de las empresas del sector es de 14,4%.
Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Edegel 3 498 040 16,6% Transmantaro 630 202 12,1% Luz del Sur 3 326 792 14,8%Electroperu 3 663 310 15,7% REP 410 032 41,6% Edelnor 3 156 799 14,1%Egenor 1 420 818 11,3% Redesur 251 251 11,7% Hidrandina 910 796 9,9%Enersur 1 794 033 21,7% ISA-Perú 177 630 14,2% Electrocentro 707 493 9,7%Egasa 835 541 7,7% Eteselva 145 053 11,2% Seal 447 361 11,6%Electroandes 829 750 14,3% 0 0,00% Electro Sur Este 481 931 9,2%San Gaban 451 284 12,1% 0 0,00% Electronoroeste 466 537 9,6%Egemsa 395 102 14,7% 0 0,00% Electro Oriente 447 920 9,3%Kallpa 498 004 14,7% 0 0,00% Electronorte 303 886 13,6%Termoselva 263 625 25,4% 0 0,00% Electro Sur Medio 287 991 9,5%Egesur 163 663 5,9% 0 0,00% Electro Puno 275 435 6,9%Shougesa 87 433 22,5% 0 0,00% Electro Ucayali 112 311 1,5%Eepsa 207 306 33,5% 0 0,00% Electrosur 190 995 9,3%Cahua 324 771 10,4% 0 0,00% Edecañete 50 603 10,7%Sinersa 135 299 16,6% 0 0,00% Electro Tocache 16 160 5,9%Chavimochic 32 843 0,4% 0 0,00% Coelvisac 19 798 16,7%Chinango 679 408 6,2% 0 0,00% Emseusa 6 731 10,9%
Sersa 3 368 15,1%TOTAL 15 280 230 15,3% TOTAL 1 614 168 19,7% TOTAL 11 212 906 12,4%
1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 20052 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS
72
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 16,2%.
Las empresas privadas transmisoras obtienen un promedio de 19,7% y las distribuidoras
de 14,2%.
Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privada
Las empresas privadas tienen un promedio de GIR / VNR de 15,8%.
Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada
Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Generadoras 15 280 230 15,3%Transmisoras 1 614 168 19,7%Distribuidoras 11 212 906 12,4%TOTAL 28 107 304 14,4%
GIR / VNR
Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Edegel 3 498 040 16,6% Transmantaro 630 202 12,1% Luz del Sur 3 326 792 14,8%Egenor 1 420 818 11,3% REP 410 032 41,6% Edelnor 3 156 799 14,1%Enersur 1 794 033 21,7% Redesur 251 251 11,7% Electro Sur Medio 287 991 9,5%Electroandes 829 750 14,3% ISA-Perú 177 630 14,2% Edecañete 50 603 10,7%Termoselva 263 625 25,4% Eteselva 145 053 11,2% Coelvisac 19 798 16,7%Kallpa 498 004 14,7% 0 0,0% Sersa 3 368 15,1%Shougesa 87 433 22,5% 0 0,0% 0 0,0%Eepsa 207 306 33,5% 0 0,0% 0 0,0%Cahua 324 771 10,4% 0 0,0% 0 0,0%Sinersa 135 299 16,6% 0 0,0% 0 0,0%Chinango 679 408 6,2%TOTAL 9 738 486 16,2% TOTAL 1 614 168 19,7% TOTAL 6 845 351 14,2%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 20052 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS
Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Generadoras 9 738 486 16,2%Transmisoras 1 614 168 19,7%Distribuidoras 6 845 351 14,2%TOTAL 18 198 004 15,8%
GIR / VNR
73
2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales
Para el caso de las empresas generadoras estatales, éstas obtuvieron un GIR / VNR
promedio de 13,7%. Las empresas distribuidoras mostraron un promedio de 9,7%.
Las empresas estatales tienen un promedio de GIR / VNR de 11,9%.
Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal
Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales
Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Generadoras 5 541 744 13,7%Distribuidoras 4 367 556 9,7%TOTAL 9 909 300 11,9%
GIR / VNR
Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.Electroperu 3 663 310 15,7% Hidrandina 910 796 9,9%Egasa 835 541 7,7% Electrocentro 707 493 9,7%San Gaban 451 284 12,1% Seal 447 361 11,6%Egemsa 395 102 14,7% Electro Sur Este 481 931 9,2%Egesur 163 663 5,9% Electronoroeste 466 537 9,6%Chavimochic 32 843 0,4% Electro Oriente 447 920 9,3%
0 0,0% Electronorte 303 886 13,6% 0,0% Electro Puno 275 435 6,9% 0,0% Electro Ucayali 112 311 1,5% 0,0% Electrosur 190 995 9,3% 0,0% Electro Tocache 16 160 5,9% 0,0% Emseusa 6 731 10,9% 0,0% 0
TOTAL 5 541 744 13,7% TOTAL 4 367 556 9,7%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES
74
2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS
2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL
En la proyección del Balance General, se aplicaron diferentes métodos de acuerdo al tipo
de empresas analizadas, por ejemplo, en las empresas generadoras se proyectó el
activo corriente por regresión con R2 de 53,90% e intervalo de confianza de +- S/.166, 23
millones.
Para los activos fijos, se utilizó la tasa de crecimiento de 2,8% como valor máximo y de
0,3% como valor mínimo, correspondiente a los crecimientos presentados en el año 1996
y 2002, respectivamente. En la proyección del pasivo y del pasivo corriente se ha
utilizado la metodología de regresiones. A nivel de pasivo, se usó un R2 de 77,3%.
Las empresas distribuidoras tuvieron un comportamiento más estable, por lo que el uso
de tasas de crecimiento fue casi suficiente para determinar la proyección de sus
resultados Para el activo corriente se utilizó tasas de crecimiento conservadoras de 0,3%
y 4,6% para obtener los valores mínimos y máximos respectivamente.
A nivel total sistema se hizo el agregado de cada uno de los tipos de empresas
(generadoras, transmisoras y distribuidoras), obteniéndose así la proyección en términos
generales.
Tabla 28 Balance General 2002 – 2009 (S/. miles)
BALANCE GENERAL (en miles de soles)Año 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009
GENERACIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 109 747 1 794 017 1 947 040 1 971 446 2 171 980 2 058 980 2 545 469 2 358 757ACTIVO NO CORRIENTE 13 634 610 13 417 993 13 829 747 13 757 548 13 746 639 13 723 402 14 325 069 14 965 821 Activo fijo 12 584 569 12 472 252 12 887 019 12 717 726 12 551 952 12 449 142 13 052 719 13 460 776 Otros activos no corrientes 1 050 041 945 741 942 728 1 039 822 1 194 687 1 274 259 1 272 350 780 890TOTAL ACTIVO 15 744 356 15 212 009 15 776 786 15 728 994 15 918 619 15 782 382 16 870 538 17 324 578PASIVO 6 215 169 5 897 572 6 245 251 6 991 581 7 027 367 6 783 137 7 872 160 7 443 138 PASIVO CORRIENTE 2 110 850 1 167 498 1 779 837 1 497 928 1 567 005 1 591 653 1 746 167 1 920 632 PASIVO NO CORRIENTE 4 104 319 4 730 073 4 465 415 5 493 652 5 460 362 5 191 484 6 125 993 5 522 507PATRIMONIO NETO 9 529 188 9 314 438 9 531 535 8 737 414 8 891 253 8 999 245 8 998 379 9 881 439TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 744 356 15 212 009 15 776 786 15 728 994 15 918 619 15 782 382 16 870 538 17 324 578TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 227 397 273 579 291 061 106 829 204 036 236 851 240 221 285 923ACTIVO NO CORRIENTE 2 107 580 2 091 335 2 122 542 1 163 921 1 945 026 1 987 555 1 931 017 2 095 492 Activo fijo 1 211 127 1 184 774 1 178 048 857 158 1 018 158 904 865 888 833 383 290 Otros activos no corrientes 896 454 906 562 944 494 306 763 926 869 1 082 690 1 042 184 1 537 280TOTAL ACTIVO 2 334 978 2 364 914 2 413 602 1 270 750 2 149 062 2 224 406 2 171 238 2 381 415PASIVO 1 394 601 1 356 171 1 251 507 641 541 1 114 683 1 240 905 1 145 443 1 302 831 PASIVO CORRIENTE 162 196 166 953 133 710 55 794 128 709 163 211 282 257 281 889 PASIVO NO CORRIENTE 1 232 405 1 189 219 1 117 797 585 746 985 974 1 077 693 863 186 1 020 942PATRIMONIO NETO 940 377 1 008 743 1 162 095 629 209 1 034 379 983 501 1 025 795 1 078 584TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 334 978 2 364 914 2 413 602 1 270 750 2 149 062 2 224 406 2 171 238 2 381 415DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 987 529 842 160 931 345 973 970 1 135 974 1 210 663 1 312 639 1 441 604ACTIVO NO CORRIENTE 6 263 935 6 488 817 7 037 287 6 950 174 6 851 421 7 034 978 7 570 877 8 284 813 Activo fijo 6 050 479 6 246 349 6 877 320 6 783 051 6 622 024 6 807 329 7 353 582 8 067 284 Otros activos no corrientes 213 456 242 468 159 967 167 122 229 397 227 650 217 295 109 018TOTAL ACTIVO 7 251 464 7 330 977 7 968 631 7 924 144 7 987 395 8 245 641 8 883 516 9 726 417PASIVO 2 278 179 2 464 690 2 801 268 3 230 710 3 261 209 3 367 972 3 644 754 3 961 112 PASIVO CORRIENTE 844 380 868 478 812 794 1 287 573 1 299 745 1 333 379 1 415 173 1 471 630 PASIVO NO CORRIENTE 1 433 799 1 596 212 1 988 474 1 943 137 1 961 463 2 034 593 2 229 582 2 489 482PATRIMONIO NETO 4 973 284 4 866 287 5 167 364 4 693 434 4 726 186 4 877 669 5 238 762 5 765 305TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7 251 463 7 330 977 7 968 631 7 924 144 7 987 395 8 245 641 8 883 516 9 726 417SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 3 324 673 2 909 756 3 169 445 3 052 245 3 511 990 3 506 494 4 098 329 4 086 283ACTIVO NO CORRIENTE 22 006 125 21 998 145 22 989 575 21 871 643 22 543 087 22 745 935 23 826 964 25 346 125 Activo fijo 19 846 174 19 903 374 20 942 387 20 357 935 20 192 134 20 161 336 21 295 134 21 911 349 Otros activos no corrientes 2 159 951 2 094 770 2 047 188 1 513 708 2 350 953 2 584 599 2 531 829 2 427 189TOTAL ACTIVO 25 330 798 24 907 900 26 159 020 24 923 889 26 055 076 26 252 429 27 925 293 29 432 409PASIVO 9 887 948 9 718 433 10 298 026 10 863 831 11 403 258 11 392 014 12 662 357 12 707 081 PASIVO CORRIENTE 3 117 426 2 202 929 2 726 340 2 841 295 2 995 459 3 088 244 3 443 597 3 674 150 PASIVO NO CORRIENTE 6 770 522 7 515 504 7 571 686 8 022 536 8 407 799 8 303 770 9 218 761 9 032 931PATRIMONIO NETO 15 442 849 15 189 467 15 860 994 14 060 057 14 651 819 14 860 415 15 262 935 16 725 328TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 25 330 798 24 907 900 26 159 020 24 923 889 26 055 076 26 252 429 27 925 293 29 432 409
Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2010 (S/. miles)
BALANCE GENERAL (en miles de soles)Año 2 007 2 008 2 009
GENERACION minimo normal maximoACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 058 980 2 545 469 2 358 757 2 252 927 2 320 625 2 388 324 ACTIVO NO CORRIENTE 13 723 402 14 325 069 14 965 821 14 953 953 15 129 969 15 305 986 Activo fijo 12 449 142 13 052 719 13 460 776 13 415 936 13 626 588 13 837 239 Otros activos no corrientes 1 274 259 1 272 350 780 890 779 721 806 311 832 902 TOTAL ACTIVO 15 782 382 16 870 538 17 324 578 17 272 097 17 402 768 17 533 438 PASIVO 6 783 137 7 872 160 7 443 138 7 350 756 7 415 996 7 481 236 PASIVO CORRIENTE 1 591 653 1 746 167 1 920 632 1 616 423 1 783 633 1 950 842 PASIVO NO CORRIENTE 5 191 484 6 125 993 5 522 507 5 489 042 5 756 751 6 024 460 PATRIMONIO NETO 8 999 245 8 998 379 9 881 439 9 880 488 9 940 973 10 001 458 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 782 382 16 870 538 17 324 578 17 272 097 17 402 768 17 533 438 TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 236 851 240 221 285 923 251 327 270 659 289 991 ACTIVO NO CORRIENTE 1 987 555 1 931 017 2 095 492 2 079 340 2 103 050 2 126 760 Activo fijo 904 865 888 833 383 290 381 114 393 525 405 936 Otros activos no corrientes 1 082 690 1 042 184 1 537 280 1 523 320 1 538 967 1 554 614 TOTAL ACTIVO 2 224 406 2 171 238 2 381 415 2 324 494 2 368 220 2 411 947 PASIVO 1 240 905 1 145 443 1 302 831 1 266 930 1 351 875 1 436 819 PASIVO CORRIENTE 163 211 282 257 281 889 281 521 285 838 290 155 PASIVO NO CORRIENTE 1 077 693 863 186 1 020 942 985 166 1 050 540 1 115 915 PATRIMONIO NETO 983 501 1 025 795 1 078 584 1 025 531 1 071 434 1 117 338 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 224 406 2 171 238 2 381 415 2 324 494 2 368 220 2 411 947 DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 1 210 663 1 312 639 1 441 604 1 437 825 1 472 704 1 507 582 ACTIVO NO CORRIENTE 7 034 978 7 570 877 8 284 813 8 267 691 8 387 232 8 506 773 Activo fijo 6 807 329 7 353 582 8 067 284 7 976 522 8 066 549 8 156 576 Otros activos no corrientes 227 650 217 295 109 018 108 188 111 041 113 895 TOTAL ACTIVO 8 245 641 8 883 516 9 726 417 9 672 116 9 738 085 9 804 053 PASIVO 3 367 972 3 644 754 3 961 112 3 961 112 3 979 809 3 998 506 PASIVO CORRIENTE 1 333 379 1 415 173 1 471 630 1 381 907 1 433 724 1 485 542 PASIVO NO CORRIENTE 2 034 593 2 229 582 2 489 482 2 432 723 2 472 842 2 512 961 PATRIMONIO NETO 4 877 669 5 238 762 5 765 305 5 641 268 5 723 402 5 805 537 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8 245 641 8 883 516 9 726 417 9 672 116 9 738 085 9 804 053 SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 3 506 494 4 098 329 4 086 283 3 942 079 4 063 988 4 185 897 ACTIVO NO CORRIENTE 22 745 935 23 826 964 25 346 125 25 300 984 25 620 251 25 939 518 Activo fijo 20 161 336 21 295 134 21 911 349 21 773 571 22 086 662 22 399 752 Otros activos no corrientes 2 584 599 2 531 829 2 427 189 2 411 228 2 456 319 2 501 410 TOTAL ACTIVO 26 252 429 27 925 293 29 432 409 29 268 707 29 509 072 29 749 438 PASIVO 11 392 014 12 662 357 12 707 081 12 578 798 12 747 679 12 916 560 PASIVO CORRIENTE 3 088 244 3 443 597 3 674 150 3 279 850 3 503 195 3 726 540 PASIVO NO CORRIENTE 8 303 770 9 218 761 9 032 931 8 906 930 9 280 133 9 653 336 PATRIMONIO NETO 14 860 415 15 262 935 16 725 328 16 547 287 16 735 810 16 924 333 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26 252 429 27 925 293 29 432 409 29 268 707 29 509 072 29 749 438
Proyecciones Dic 2010 S/. Miles
77
2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS
En función a la data existente podemos observar los crecimientos anuales de la variable
ingresos desde 2002 hasta 2009, en la cual observamos un crecimiento máximo de
generadoras de 23,2% en el año 2008 y una caída máxima de 9,8% durante 2009.
Históricamente, el crecimiento máximo de las empresas generadoras fue de 34,1% en el
año 1997. Las empresas Transmisoras por su parte muestran un crecimiento máximo de
95,0% durante el año 2006 y una reducción de sus ingresos en 51,2% durante el año
2005.
Para el caso de las empresas Distribuidoras, se puede notar que a partir del año 2002
presentan un comportamiento estable con crecimiento gradual. En los años 2002 y 2009
el crecimiento promedio de los ingresos de las empresas distribuidoras fue de
aproximadamente 7,2% en promedio.
Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles)
A nivel del sector eléctrico se puede notar un crecimiento con comportamiento gradual. El
máximo crecimiento de los ingresos del sector ocurrió en el año 2008 con 15,6% anual.
Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa
INGRESOS (S/. Miles) 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009
Generadoras 3 216 151 3 556 922 4 217 186 4 470 164 4 685 463 4 668 584 5 752 024 5 247 302Transmisoras 240 334 399 028 395 265 193 003 376 361 408 492 396 313 433 908Distribuidoras 3 283 608 3 401 794 3 637 295 3 970 188 4 324 721 4 475 523 4 892 189 5 477 879Total Sistema 6 740 093 7 357 745 8 249 747 8 633 356 9 386 544 9 552 600 11 040 527 11 159 088
INGRESOS 2 002 2 003 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009Generadoras 9,3% 10,6% 18,6% 6,0% 4,8% -0,4% 23,2% -8,8%Transmisoras -35,7% 66,0% -0,9% -51,2% 95,0% 8,5% -3,0% 9,5%Distribuidoras 4,3% 3,6% 6,9% 9,2% 8,9% 3,5% 9,3% 12,0%Total Sistema 4,3% 9,2% 12,1% 4,6% 8,7% 1,8% 15,6% 1,1%
78
Gráfico 36 Comportamiento de la Variable Ingreso 2002-2009
Los valores presentados en el año 2006 corresponden a cifras del cuarto trimestre presentadas por las empresas a través de OSINERGMIN.
79
Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2010 (Mill S/.)
ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS (S/. Miles)AÑO 2 007 2 008 2 009 minimo normal maximo
GENERADORASINGRESOS 4 668 584 5 752 024 5 247 302 6 021 822 6 105 286 6 143 442 Venta Energía Eléctrica al Público 1 817 752 2 198 798 2 999 417 3 442 142 3 489 851 3 511 661 Venta Energía Precios en Barra 2 316 545 2 641 600 1 397 725 1 604 034 1 626 267 1 636 430 Transferencia COES 438 700 402 288 482 933 554 216 561 898 565 409 Peajes y Uso Instal. Transmisión 76 705 87 804 78 930 90 580 91 835 92 409 Otros Ingresos 18 883 421 534 288 296 330 850 335 436 337 532COSTOS 3 292 886 4 075 565 3 554 056 4 078 647 4 135 178 4 161 021 Gastos de Generación 2 834 403 3 607 294 3 231 176 3 708 109 3 759 505 3 783 000 Costos de Transmisión 95 843 40 338 24 230 27 807 28 192 28 368 Gastos de Distribución 1 064 1 197 1 647 1 890 1 916 1 928 Gastos de Comercialización 157 052 47 252 59 863 68 699 69 651 70 087 Gastos Generales y Administrativos 204 524 379 484 237 139 272 142 275 914 277 638Uti. Operación 1 375 698 1 676 459 1 693 246 1 943 175 1 970 108 1 982 420OTROS INGRESOS 8 490 -343 462 -1 005 -1 154 -1 170 -1 177 Ingresos Financieros 170 619 138 997 194 844 223 604 226 703 228 120 Gastos Financieros -304 972 -391 195 -379 657 -435 696 -441 734 -444 495 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 95 283 -95 354 -6 935 -7 959 -8 069 -8 120 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 14 186 4 090 -7 282 -8 356 -8 472 -8 525UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1 384 188 1 332 998 1 692 241 1 942 021 1 968 938 1 981 243REIUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO 1 384 188 1 332 998PARTICIPACIONES 87 255 78 900 71 989 82 615 83 760 84 283RENTA 403 740 416 604 508 745 583 837 591 929 595 629UTILIDAD (PERDIDA) NETA 893 194 837 493 1 111 507 1 275 569 1 293 249 1 301 331
TRANSMISORASINGRESOS 408 492 396 313 433 908 314 814 442 303 445 113 Venta Energía Eléctrica al Público 31 789 Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 337 524 367 101 403 307 292 613 411 111 413 722 Otros Ingresos 39 179 29 213 30 600 22 202 31 193 31 391COSTOS 194 657 202 482 256 047 185 771 261 001 262 659 Gastos de Generación Costos de Transmisión 156 304 164 871 223 494 162 152 227 818 229 265 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 38 353 37 611 32 554 23 619 33 184 33 394UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 213 835 193 831 177 861 129 044 181 302 182 453OTROS INGRESOS (EGRESOS) -63 266 -48 924 -34 407 -24 963 -35 073 -35 296 Ingresos Financieros 9 187 11 414 13 718 9 953 13 983 14 072 Gastos Financieros -68 354 -54 578 -51 669 -37 488 -52 669 -53 003 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -49 -5 760 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 1 652 1 199 1 684 1 695UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 150 569 144 907 1 892 1 373 1 929 1 941 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO 150 569 144 907 143 453 104 080 146 229 147 158 Particip. Utilidad Trabajadores 4 061 4 018 2 219 1 610 2 262 2 276 Impuesto a la Renta 36 639 41 413 36 758 26 669 37 469 37 707UTILIDAD (PERDIDA) NETA 109 869 99 476 104 477 75 801 106 498 107 175
DISTRIBUIDORASINGRESOS 4 475 523 4 892 189 5 477 879 5 096 806 5 111 142 5 182 822 Venta Energía Eléctrica al Público 4 200 122 4 572 892 5 161 109 4 802 073 4 815 580 4 883 115 Venta Energía Precios en Barra 18 621 21 085 36 476 33 938 34 034 34 511 Transferencia COES 25 368 5 721 5 323 5 338 5 413 Peajes y Uso Instal. Transmisión 17 695 21 277 19 782 18 406 18 458 18 717 Otros Ingresos 239 085 251 568 254 790 237 065 237 732 241 066COSTOS 3 732 019 4 012 735 4 473 465 4 162 265 4 173 972 4 232 509 Gastos de Generación 200 170 254 492 206 889 192 497 193 038 195 746 Costos de Transmisión 158 799 197 723 120 085 111 732 112 046 113 617 Gastos de Distribución 2 905 203 3 064 369 3 604 977 3 354 194 3 363 629 3 410 801 Gastos de Comercialización 240 037 251 954 275 981 256 782 257 505 261 116 Gastos Generales y Administrativos 227 810 244 197 265 532 247 060 247 755 251 229UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 743 504 879 454 1 004 414 934 541 937 170 950 313OTROS INGRESOS (EGRESOS) -82 106 -111 072 -30 450 -28 332 -28 412 -28 810 Ingresos Financieros 43 038 45 953 57 712 53 698 53 849 54 604 Gastos Financieros -152 756 -159 682 -135 829 -126 380 -126 736 -128 513 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 7 Otros Ingresos (Egresos) 37 897 -729 43 889 40 836 40 951 41 525 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -13 507 3 379 -170 -159 -159 -161UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 661 398 768 382 973 964 906 209 908 758 921 503 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO 661 398 768 382 Particip. Utilidad Trabajadores 38 621 46 687 47 703 44 384 44 509 45 133 Impuesto a la Renta 199 968 250 696 282 040 262 420 263 158 266 849UTILIDAD (PERDIDA) NETA 422 809 470 999 644 221 599 405 601 091 609 521
SISTEMA TOTALINGRESOS 9 552 600 11 040 527 11 159 088 11 433 442 11 658 732 11 771 376 Venta Energía Eléctrica al Público 6 049 664 6 771 691 8 160 527 8 244 215 8 525 911 8 394 776 Venta Energía Precios en Barra 2 335 166 2 662 685 1 434 201 1 637 972 1 498 416 1 670 941 Transferencia COES 438 700 427 656 488 655 559 539 510 534 570 823 Peajes y Uso Instal. Transmisión 431 924 476 182 502 020 401 599 524 497 524 848 Otros Ingresos 297 147 702 314 573 686 590 117 599 373 609 988COSTOS 7 219 563 8 290 783 8 283 568 8 426 683 8 654 461 8 656 190 Gastos de Generación 3 034 573 3 861 786 3 438 065 3 900 606 3 592 003 3 978 745 Costos de Transmisión 410 946 402 933 367 809 301 690 384 278 371 251 Gastos de Distribución 2 906 267 3 065 566 3 606 624 3 356 084 3 768 109 3 412 729 Gastos de Comercialización 397 089 299 206 335 844 325 482 350 882 331 203 Gastos Generales y Administrativos 470 688 661 292 535 225 542 821 559 189 562 262UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2 333 037 2 749 745 2 875 520 3 006 760 3 004 270 3 115 186OTROS INGRESOS (EGRESOS) -136 883 -503 458 -65 863 -54 449 -68 812 -65 283 Ingresos Financieros 222 844 196 364 266 274 287 254 278 197 296 796 Gastos Financieros -526 082 -605 455 -567 155 -599 563 -592 549 -626 011 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 7 Otros Ingresos (Egresos) 133 131 -101 842 36 954 32 877 38 609 33 406 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 680 7 469 -5 800 -7 316 -6 060 -6 992UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 2 196 155 2 246 286 2 668 096 2 849 603 2 787 559 2 904 687 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO 2 196 155 2 246 286 143 453 104 080 149 877 147 158 Particip. Utilidad Trabajadores 129 937 129 604 121 910 128 609 127 369 131 692 Impuesto a la Renta 640 347 708 714 827 543 872 926 864 596 900 184UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 425 871 1 407 969 1 860 205 1 950 776 1 943 494 2 018 027
Proyecciones Dic 2010 S/. Miles
80
2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO
Al 31 de Diciembre de 2009 el saldo de efectivo de las empresas del Sector Eléctrico
ascendió a S/. 1 554,4 millones; producto de un saldo inicial de caja de S/. 1 426,4
millones y una variación de efectivo de S/. 128,1 millones.
El flujo de efectivo de las actividades de operación asciende a S/. 2 858,6 millones, el
cual es resultante básicamente del efecto positivo de la utilidad neta (S/. 1 860,2
millones).
Las actividades de inversión muestran una salida de efectivo neto cuyo monto asciende a
S/. 1 807,6 millones; destacando sustancialmente las inversiones en activo fijo por
S/. 1 334,0 millones, inversiones intangibles por S/. 302,4 millones y desembolso para
estudios y proyectos por S/. 237,4 millones. Además se muestra una salida de efectivo
relacionada con las actividades de financiamiento, cuyo valor es S/. 923,0 millones
sobresaliendo el pago de dividendos por S/. 1 242,6 millones; también presenta ingresos
por emisión de acciones por S/. 221,7 millones y por emisión de valores por S/. 164,2
millones.
Por Tipo de Empresa
Las empresas generadoras con S/. 1 087,1 millones concentran los mayores niveles de
saldo de efectivo a fin del periodo. Su saldo en la actividad de operación es S/. 1 680,1
millones. La actividad de inversión implicó un desembolso de efectivo por S/. 693,9 millones,
básicamente por el rubro de activo fijo en S/. 672,9 millones. Mientras que en su actividad de financiamiento han realizado desembolsos por
S/. 1 014,8 millones; resultado principalmente del pago de dividendos por S/. 847,6
millones, además presenta entrada de efectivo dada la emisión de acciones y debido a
emisión de valores por S/. 156,6 millones y S/. 12,3 millones respectivamente.
81
Las empresas transmisoras alcanzan un saldo de efectivo de S/. 144,6 millones. La
variación de efectivo proveniente de las actividades de operación es de S/. 115,9
millones, por efecto de REP (S/. 56,0 millones) y Redesur, (S/. 34,9 millones)
principalmente.
La actividad de inversión implicó una salida de efectivo de S/. 137,7 millones, explicada
principalmente por las inversiones realizadas por Transmantaro (S/. 109,7 millones).
En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 66,4 millones, se
observa desembolso por pago de dividendos por S/. 10,8 millones.
Las empresas distribuidoras muestran un saldo de S/. 322,6 millones al 31 de diciembre
de 2009. Los ingresos de efectivo obtenidos de sus actividades de operación ascienden
a los S/. 1 062,6 millones, derivados de la utilidad neta de S/. 644,2 millones.
Las inversiones tuvieron salida de S/. 976,0 millones, de las cuales se tuvo salida de
inversiones en activo fijo de S/. 802,2 millones; siendo Edelnor y Luz del Sur las que
muestran mayores niveles de inversión en activo fijo con S/. 189,3 millones y
S/. 137,4 millones respectivamente. Hidrandina es la tercera empresa en cuanto a
inversiones en activo fijo con S/. 131,0 millones.
En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 25,4 millones, se
observa el financiamiento a través de pago por dividendos de S/. 384,2 millones, la cual
fue realizada en su mayor parte por Luz del Sur y Edelnor con S/. 201,5 millones y
S/. 152,8 millones respectivamente.
Por Sistema
Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional muestran un saldo de
efectivo al 31 de diciembre de 2009 de S/. 1 513,3 millones, lo cual se debe en gran parte
al saldo de efectivo al inicio (S/. 1 416,7 millones). El flujo resultante de las actividades de
operación ascendió a S/. 2 843,9 millones; debido a la utilidad neta (S/. 1 845,9
82
millones). El egreso de efectivo por las inversiones realizadas asciende a S/. 1 779,9
millones que se han orientado a la adquisición de activos fijos por S/. 1 307,6 millones.
Se observan salidas de efectivo derivadas de las actividades de financiamiento por
S/. 967,4 millones de los cuales se tiene el pago de dividendos por S/. 1 242,4 millones,
además se presentan entradas de efectivo a través de emisión de acciones por S/. 221,7
millones y emisión de valores por S/. 164,2 millones.
Las empresas de los Sistemas Aislados, muestran un saldo de efectivo neto al 31 de
diciembre de 2009 de S/. 41,1 millones, mayor en S/. 31,5 millones al saldo inicial. En
este periodo se presentan ingresos en las actividades de operación que fue de S/. 14,7
millones. Además han efectuado desembolsos de efectivo para inversiones por S/. 27,7
millones con salidas por activo fijo de S/. 26,5 millones, mientras que las actividades de
financiamiento implicaron ingreso de efectivo de S/. 44,4 millones.
83
2.9. RANKING EMPRESARIAL
El ranking empresarial muestra que las empresas generadoras, Edegel y Electro Perú,
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 tercer y cuarto puesto lo obtienen
las empresas distribuidoras las cuales serían las representativas del sistema: Edelnor y
Luz del Sur. Por el lado de empresas transmisoras la más representativa es REP: puesto
N° 7 en nivel de activos.
Tabla 33 Ranking General
A nivel empresas generadoras podemos observar a Edegel como la más grande a nivel
de activos, quinta en ingresos, décimo octava en rentabilidad sobre activos y décimo
sexta en retorno sobre el patrimonio. Electroperú aparece como la segunda en activos,
tercera en ingresos, primera en niveles de utilidad operativa y de utilidad antes de
impuestos, y octava en ROA.
Mientras tanto, Enersur muestra un comportamiento más homogéneo como la quinta en
activos, cuarta en ingresos, quinta en utilidad operativa, y cuarta en utilidad antes de
impuestos, quinta en rentabilidad sobre activos (ROA) y segunda en rentabilidad sobre el
patrimonio (ROE).
TIPO DESCRIPCIONG Edegel 4 433 131 1 2 308 412 1 1 058 736 5 376 231 3 364 239 3 8,49% 18 15,78% 16G Electroperú 3 387 900 2 2 229 026 2 1 210 340 3 448 106 1 444 115 1 13,23% 8 19,92% 11D Edelnor 2 451 059 3 855 142 5 1 630 666 2 318 523 4 271 912 5 13,00% 10 31,80% 5D Luz del Sur 2 276 154 4 1 061 638 3 1 639 047 1 424 178 2 421 143 2 18,64% 4 39,67% 4G Enersur 1 711 950 5 619 577 10 1 076 195 4 308 943 5 282 186 4 18,05% 5 45,55% 2G Egenor 1 507 291 6 683 868 7 348 619 7 115 638 6 142 884 6 7,67% 19 20,89% 10T Rep 1 225 952 7 530 679 11 252 325 9 76 080 8 55 346 10 6,21% 23 10,43% 23G Kallpa 1 107 913 8 417 007 15 325 005 8 43 737 14 62 294 8 3,95% 32 14,94% 17D Hidrandina 1 098 112 9 859 930 4 403 768 6 50 688 11 59 534 9 4,62% 29 6,92% 30G Electro Andes 1 006 592 10 658 110 9 176 416 17 93 601 7 94 462 7 9,30% 15 14,35% 18G Egasa 996 818 11 852 653 6 138 914 20 31 607 19 30 694 18 3,17% 35 3,60% 37D Electrocentro 703 019 12 506 874 12 247 313 10 42 131 15 44 533 14 5,99% 25 8,79% 26G Egemsa 693 151 13 664 167 8 101 592 22 43 864 13 35 131 16 6,33% 22 5,29% 33G Chinango 654 401 14 201 308 24 83 478 26 32 500 18 22 174 24 4,97% 28 11,01% 22T Transmantaro 596 502 15 196 124 25 88 187 25 56 564 9 50 515 12 9,48% 14 25,76% 6G San Gabán 535 154 16 347 282 16 105 359 21 39 474 16 48 217 13 7,38% 20 13,88% 19D Electro Sur Este 532 594 17 458 784 14 165 376 19 21 773 24 20 877 25 4,09% 31 4,55% 35D Electro Oriente 530 059 18 462 637 13 232 286 13 22 837 23 25 512 21 4,31% 30 5,51% 32D Electronoroeste 440 434 19 304 170 17 241 718 11 28 383 20 25 824 20 6,44% 21 8,49% 27D Electro Sur Medio 355 852 20 238 388 20 171 589 18 13 400 29 23 649 23 3,77% 33 9,92% 24
RANKING GENERALACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA U. A. IMPUESTOS ROA ROE
84
Tabla 34 Ranking Total
Por el lado de las empresas transmisoras la más representativa es Red de Energía del
Perú (REP), ocupando el primer lugar en activos y en niveles de utilidad económica y
financiera antes de impuestos de este grupo. Por otro lado, Transmantaro sigue siendo la
segunda más grande a nivel transmisoras, es la segunda a nivel de activos e ingresos y
la tercera en rentabilidad sobre activos; mientras que Isa-Perú, en términos de utilidad
sobre activos (ROA) ocupa el primer lugar entre las empresas de Transmisión.
Entre las Distribuidoras las empresas Edelnor y Luz del Sur son las más grandes. A nivel
de Activos, Edelnor supera a Luz del Sur mientras ocurre lo contrario en los cálculos de
Patrimonio Neto, Ingresos, Utilidades y Rentabilidades.
TIPO DESCRIPCIONGENERADORAS
G Edegel 4 433 131 1 2 308 412 1 1 058 736 5 376 231 3 364 239 3 8,49% 18 15,78% 16G Electroperú 3 387 900 2 2 229 026 2 1 210 340 3 448 106 1 444 115 1 13,23% 8 19,92% 11G Enersur 1 711 950 5 619 577 10 1 076 195 4 308 943 5 282 186 4 18,05% 5 45,55% 2G Egenor 1 507 291 6 683 868 7 348 619 7 115 638 6 142 884 6 7,67% 19 20,89% 10G Kallpa 1 107 913 8 417 007 15 325 005 8 43 737 14 62 294 8 3,95% 32 14,94% 17G Electro Andes 1 006 592 10 658 110 9 176 416 17 93 601 7 94 462 7 9,30% 15 14,35% 18G Egasa 996 818 11 852 653 6 138 914 20 31 607 19 30 694 18 3,17% 35 3,60% 37G Egemsa 693 151 13 664 167 8 101 592 22 43 864 13 35 131 16 6,33% 22 5,29% 33G Chinango 654 401 14 201 308 24 83 478 26 32 500 18 22 174 24 4,97% 28 11,01% 22G San Gabán 535 154 16 347 282 16 105 359 21 39 474 16 48 217 13 7,38% 20 13,88% 19G Termoselva 320 792 22 246 163 19 192 427 15 50 007 12 43 369 15 15,59% 6 17,62% 13G Cahua 275 336 25 175 438 26 69 971 28 25 445 22 30 169 19 9,24% 16 17,20% 14G Eepsa 230 150 27 122 550 30 201 436 14 53 463 10 51 737 11 23,23% 3 42,22% 3G Egesur 201 883 28 169 146 27 28 280 34 3 237 33 13 416 30 1,60% 38 7,93% 29G Sinersa 117 066 33 65 596 34 29 733 33 15 477 27 15 317 28 13,22% 9 23,35% 8G Shougesa 103 863 34 80 981 31 93 555 23 13 838 28 13 704 29 13,32% 7 16,92% 15G Chavimochic 36 545 37 36 545 36 6 043 38 ‐ 1 940 40 ‐ 1 934 41 ‐5,31% 41 ‐5,29% 41G Egepsa 4 642 39 3 608 39 1 202 41 17 39 68 39 0,36% 39 1,87% 39
TRANSMISORAST Rep 1 225 952 7 530 679 11 252 325 9 76 080 8 55 346 10 6,21% 23 10,43% 23T Transmantaro 596 502 15 196 124 25 88 187 25 56 564 9 50 515 12 9,48% 14 25,76% 6T Eteselva 236 392 26 210 576 23 22 750 36 6 098 32 5 237 33 2,58% 36 2,49% 38T Redesur 173 504 29 66 304 33 40 316 31 20 089 25 15 520 27 11,58% 12 23,41% 7T Isa‐Perú 149 065 31 74 900 32 30 329 32 19 029 26 16 834 26 12,77% 11 22,48% 9
DISTRIBUIDORASD Edelnor 2 451 059 3 855 142 5 1 630 666 2 318 523 4 271 912 5 13,00% 10 31,80% 5D Luz del Sur 2 276 154 4 1 061 638 3 1 639 047 1 424 178 2 421 143 2 18,64% 4 39,67% 4D Hidrandina 1 098 112 9 859 930 4 403 768 6 50 688 11 59 534 9 4,62% 29 6,92% 30D Electrocentro 703 019 12 506 874 12 247 313 10 42 131 15 44 533 14 5,99% 25 8,79% 26D Electro Sur Este 532 594 17 458 784 14 165 376 19 21 773 24 20 877 25 4,09% 31 4,55% 35D Electro Oriente 530 059 18 462 637 13 232 286 13 22 837 23 25 512 21 4,31% 30 5,51% 32D Electronoroeste 440 434 19 304 170 17 241 718 11 28 383 20 25 824 20 6,44% 21 8,49% 27D Electro Sur Medio 355 852 20 238 388 20 171 589 18 13 400 29 23 649 23 3,77% 33 9,92% 24D Seal 334 593 21 250 439 18 233 483 12 32 703 17 31 602 17 9,77% 13 12,62% 20D Electronorte 311 066 23 211 205 22 190 193 16 28 325 21 24 620 22 9,11% 17 11,66% 21D Electro Puno 289 526 24 216 074 21 80 537 27 9 430 31 10 117 32 3,26% 34 4,68% 34D Electrosur 164 052 30 133 675 28 91 640 24 10 165 30 10 748 31 6,20% 24 8,04% 28D Electro Ucayali 139 591 32 131 898 29 63 156 29 ‐ 2 679 41 ‐ 1 170 40 ‐1,92% 40 ‐0,89% 40D Edecañete 53 791 35 46 015 35 24 199 35 1 063 35 1 982 35 1,98% 37 4,31% 36D Coelvisac 37 286 36 21 014 37 47 864 30 1 961 34 1 996 34 5,26% 27 9,50% 25D Emseusa 6 059 38 5 225 38 4 513 39 349 38 323 37 5,76% 26 6,18% 31D Electro Tocache 2 352 40 1 685 40 7 724 37 718 36 310 38 30,52% 2 18,38% 12D Sersa 818 41 512 41 2 805 40 465 37 450 36 56,85% 1 87,93% 1
RANKING TOTALACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA U. A. IMPUESTOS ROA ROE
85
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
La evolución del PBI en el 2009 se tiene crecimiento anual acumulado de 0,9%. El
resultado positivo de 2009 se produjo a pesar de las dificultades derivadas de la crisis
financiera internacional y fue impulsado por el crecimiento del mes de diciembre.
Los sectores que presentaron mayor dinamismo fueron el sector construcción,
agropecuario, electricidad y agua y minería e hidrocarburo, con crecimientos del 6,1%,
2,3%, 1,2% y 0,6% respectivamente.
Tabla 35 Producto Bruto Interno
Fuente: Notas de estudio del BCRP Nro 09 marzo2009 (Informe Macroeconómico IV trimestre 2009)
86
Gráfico 37 Producto Bruto Interno-Evolución Trimestral
Fuente: BCRP Elaboración propia
Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2009
Fuente: BCRP – Nota No 11 enero 2010
86,5
9,2 8,5 8,8 8,5 8,99,7 10,3
11,710,7
6,7
1,9‐1,2 ‐0,6
3,4
I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV
2006 2007 2008 2009
Producto Bruto Interno Trimestral 2006_I ‐ 2009_IV(Variación % Interanual del Índice de Volumen Físico)
87
En el año 2009, el sector electricidad y agua registró crecimiento de 1,2%, dado el
crecimiento del subsector electricidad en 1,1% y crecimiento ligero del subsector agua en
1,7%. La generación de electricidad alcanzó en el 2009 30,8 mil GWh. La mayor
producción se debe a los niveles producidos por las plantas hidráulicas (19,4 mil GWh)
mostrando incremento de 4,35% respecto al 2008. Mientras que la generación eléctrica
de las plantas térmicas se situó en 11,40 mil GWh para este año.
En el 2009 las empresas que incrementaron su producción en mayor proporción fueron
Electro Perú 6,97% y Electro Andes con 7,66%.
Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua
Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2009
Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh)
Fuente: Ministerio de Energía y Minas / Estadística Eléctrica Diciembre 2009
2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS
La variación acumulada a diciembre del 2009 es de 0,25%.
Entre los grupos de consumo que presentaron un mayor incremento de precios a
diciembre del 2009 se encuentran los alimentos y bebidas con 0,57% y otros bienes y
servicios públicos con 2,16%
Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación
Fuente: BCRP – Nota Semanal Enero 2010
89
2.10.3. TIPO DE CAMBIO
En cuanto a la depreciación del Nuevo Sol, éste se apreció en diciembre 0,27% respecto
a noviembre. Ya que el tipo de cambio interbancario promedio de compra y venta
mensual pasó de 2,885 (en noviembre) a 2,877 (en diciembre). Mientras que en el año se
apreció 7,59% respecto al dólar.
2.10.4. SECTOR EXTERNO
En el 2009 las exportaciones fueron de US$ 26,885 millones, mientras que las
importaciones fueron de US$ 21,011 millones, con lo cual se registra un superávit en la
balanza comercial de US$ 5,873 millones.
Las exportaciones tradicionales descendieron a 13,6%, debido a que disminuyeron los
volúmenes exportados de petróleo crudo y derivados, mientras que las exportaciones no
tradicionales descendieron en 18,3% debido a la disminución de las ventas de Sidero-
metalúrgicos y minería.
En cuanto a las importaciones, éstas disminuyeron en 26,1% respecto al año anterior
ante las menores adquisiciones de compras de insumo (-30,8%) y bienes de capital
(-25,9%)1.
1/ BCRP - Nota Semanal Febrero 2009
90
Gráfico 38 Balanza Comercial Trimestral del 2006-I al 2009-IV
Fuente: BCRP Elaboración propia
Tabla 41 Balanza Comercial
Fuente: BCRP - Nota Semanal Enero 2010
‐1000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
I II III IV I II III IV
2008 2009Exportaciones Importaciones Balanza Comercial
Mill.U
S $
91
2.10.5. SECTOR FISCAL
El gobierno central acumuló en el 2009 S/. - 7 045 millones de resultado económico que
representa -1,8% del PBI. Esto representa a comparación del 2008 una disminución de
S/. 15 330 millones.
Se registró un resultado primario de S/. - 2 182 millones, los gastos no financieros fueron
de S/. 63 280 millones, mientras que los ingresos corrientes fueron de S/. 60 711
millones y los ingresos de capital fueron de S/. 386 millones. La aplicación de una política
fiscal expansiva, especialmente en inversión, para contrarrestar los efectos de la
desaceleración de la demanda interna y externa, elevó los gastos no financieros
presentando un incremento de 15,4% respecto al 2008, explicado fundamentalmente por
el incremento de 66,6% en los Gastos de Capital.
Las finanzas públicas se desarrollaron en un contexto de desaceleración del crecimiento
mundial, lo cual influyó en el deterioro de los términos de intercambio. Asimismo, el
menor ritmo de crecimiento de la actividad económica interna impactó negativamente en
el nivel de recaudación.
Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles)
OPERACIONES DEL GOBIERNO CENTRAL (Millones de nuevos soles)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Var %Real1/ 1/ 1/ 4/
I. INGRESOS CORRIENTES 2/ 27 848 26 703 28 666 31 658 35 325 41 019 53 036 60 713 68 003 60 711 -10,5%
II. GASTOS NO FINANCIEROS 29 360 28 580 29 241 31 451 34 165 38 468 43 260 49 498 54 984 63 280 15,4% 1. Gastos corrientes 24 101 24 349 25 285 27 371 29 870 33 577 37 252 42 292 46 100 48 516 5,5% 2. Gastos de capital 5 259 4 231 3 956 4 080 4 295 4 891 6 008 7 206 8 883 14 764 66,6%
III. INGRESOS DE CAPITAL 3/ 535 291 371 361 189 386 361 385 394 386 -1,6%
IV. RESULTADO PRIMARIO - 977 -1 586 - 204 569 1 349 2 938 10 137 11 600 13 413 -2 182
V. INTERESES 4 077 4 060 3 953 4 191 4 381 4 794 5 413 5 525 5 128 4 863
VI. RESULTADO ECONÓMICO -5 054 -5 646 -4 157 -3 622 -3 033 -1 857 4 724 6 075 8 285 -7 045
VII. FINANCIAMIENTO NETO 5 054 5 646 4 157 3 622 3 033 1 857 -4 724 -6 075 -8 285 7 045 1. Externo 2 104 2 065 3 997 3 386 3 838 -3 121 -1 832 -6 831 -4 083 4 238 (Millones de US$) (a-b+c) $ 604 $ 585 $1 141 $ 973 $1 144 -$ 955 -$ 554 -$2 229 -$1 441 $1 353 a. Desembolsos $1 266 $1 278 $2 826 $2 070 $2 445 $2 599 $ 578 $3 325 $1 059 $3 106 b. Amortización $ 605 $ 712 $1 770 $1 161 $1 328 $3 654 $1 159 $5 621 $2 556 $1 789 c. Otros -$ 57 $ 19 $ 86 $ 64 $ 26 $ 100 $ 27 $ 67 $ 57 $ 36 2. Interno 1 522 2 448 -1 343 56 -1 195 4 793 -3 196 308 -4 359 2 706 3. Privatización 1 427 1 134 1 503 181 389 185 304 449 156 102
1/ Preliminar.2/ Se ha incorporado el cambio metodológico en el registro de las devoluciones de impuestos establecidos por la Sunat en la Nota Tributaria correspondiente a enero 2010 (publicada en marzo 2010 según el 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/ Deduce el pago al American International Group y al Convenio Perú-Alemania.Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas, Banco de la Nación, BCRP, SUNAT.Elaboración: Gerencia Central de Estudios Económicos.
4/ Calculado por Gestión & Energía en base al Anexo N° 57 de la Memoria 2009 del BCRP
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OPERACIONES DEL GOBIERNO CENTRAL (Porcentaje del PBI)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1/ 1/ 1/
I. INGRESOS CORRIENTES 2/ 15.0 14.1 14.4 14.8 14.8 15.7 17.5 18.1 18.2 15.9
II. GASTOS NO FINANCIEROS 15.8 15.1 14.6 14.7 14.4 14.7 14.3 14.8 14.8 16.6 1. Gastos corrientes 12.9 12.9 12.7 12.8 12.6 12.8 12.3 12.6 12.4 12.7 2. Gastos de capital 2.8 2.2 2.0 1.9 1.8 1.9 2.0 2.1 2.4 3.9
III. INGRESOS DE CAPITAL 3/ 0.3 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1
IV. RESULTADO PRIMARIO -0.5 -0.8 -0.1 0.3 0.6 1.1 3.4 3.5 3.6 -0.6
V. INTERESES 2.2 2.1 2.0 2.0 1.8 1.8 1.8 1.6 1.4 1.3
VI. RESULTADO ECONÓMICO -2.7 -3.0 -2.1 -1.7 -1.3 -0.7 1.6 1.8 2.2 -1.8
VII. FINANCIAMIENTO NETO 2.7 3.0 2.1 1.7 1.3 0.7 -1.6 -1.8 -2.2 1.8 1. Externo 1.1 1.1 2.0 1.6 1.6 -1.2 -0.6 -2.0 -1.1 1.1 (Millones de US$) (a-b+c) 1.1 1.1 2.0 1.6 1.6 -1.2 -0.6 -2.0 -1.1 1.1 a. Desembolsos 2.4 2.4 5.0 3.4 3.5 3.3 0.6 3.1 0.9 2.5 b. Amortización 1.1 1.3 3.1 1.9 1.9 4.6 1.3 5.2 2.0 1.4 c. Otros -0.1 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.0 2. Interno 0.8 1.3 -0.7 0.0 -0.5 1.8 -1.1 0.1 -1.2 0.7 3. Privatización 0.8 0.6 0.8 0.1 0.2 0.1 0.1 0.1 0.0 0.0
1/ Preliminar.2/ Se ha incorporado el cambio metodológico en el registro de las devoluciones de impuestos establecidos por la Sunat en la Nota Tributaria correspondiente a enero 2010 (publicada en marzo 2010 -página 14). según el 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/ Deduce el pago al American International Group y al Convenio Perú-Alemania.Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas, Banco de la Nación, BCRP, SUNAT.Elaboración: Gerencia Central de Estudios Económicos.
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2.11. NOTICIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO: AÑO 2009
Huayra Kallpa obtiene dos concesiones temporales para futuras centrales eólicas; Lima, ene. 01 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy dos concesiones temporales a favor de la empresa Huayra Kallpa para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en los departamentos de Ica y Arequipa. Los estudios contemplan una capacidad instalada estimada total de 400 megavatios (Mw). La primera concesión corresponde a la futura Central Eólica Tres Hermanas, para una capacidad instalada estimada de 200 Mw, los cuales se realizarán en los distritos de Marcona y Lomas, provincias de Nazca y Caravelí, departamentos de Ica y Arequipa. La segunda corresponde a la futura Central Eólica Pampa Poroma, para una capacidad instalada estimada de 200 Mw, a realizarse en los distritos de Nazca y Marcona, provincia de Nazca, departamento de Ica. Según la resolución del MEM publicada hoy, los estudios que realizará Huayra Kallpa para las concesiones mencionadas tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. MEM fija en S/. 313.50 por Mwh el valor límite de los costos marginales de corto plazo en el SEIN; Lima, ene. 01 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) fijó en 313.50 nuevos soles por megavatio hora (Mwh) el valor límite de los costos marginales de corto plazo en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Igualmente, mediante una resolución ministerial publicado hoy, estableció que dicho valor límite entrará en vigencia a partir de mañana (2 de enero). Recordó que el 18 de diciembre del año pasado fue publicado el Decreto de Urgencia N° 049-2008 que asegura la continuidad en la prestación del servicio eléctrico mediante el cual, entre otras medidas, se establecen los criterios para efectos del despacho económico a que se refiere el marco regulatorio de electricidad. Que conforme al referido decreto, los costos marginales de corto plazo del SEIN se determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, no debiendo ser superiores a un valor límite que será definido por el MEM. Para tal efecto, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ha evaluado la información proporcionada por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), recomendando el valor límite que no deberá ser superado por los costos marginales de corto plazo del SEIN. En próximos días se publicarán bases para subasta de 500 Mw de energía hidroeléctrica nueva; Lima, ene. 05 (ANDINA).- En los próximos días se publicarán las bases de la subasta hasta por 500 megavatios (Mw) de energía hidroeléctrica nueva para hacer frente a la demanda de electricidad, y cuyo proceso estará a cargo de la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión), señaló hoy el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. “Esta es una medida muy importante porque, como sabemos, la hidroelectricidad es el recurso más abundante con el que cuenta el país”, afirmó. Manifestó que para enfrentar la demanda de más energía en el corto plazo, Electroperú procedió a alquilar equipos de generación de energía hasta por 70 Mw para cubrir la zona sur del país durante el período de los meses de estiaje (bajo nivel de caudal de los ríos) entre mayo y setiembre.
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En el caso de Lima, se está promoviendo que las empresas de generación que operan con gas natural puedan convertirlas a un sistema dual para funcionar también con diesel y así aumentar la capacidad hasta en 100 Mw, y el proceso está muy avanzado, comentó. También indicó que la subasta que se convocó para adquirir energía para la zona norte del país no tuvo respuesta y el Ministerio de Energía y Minas (MEM) a través del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe), adquirió 1,000 lámparas ahorradoras para entregarlas a los consumidores finales. “Con lo cual se da una reducción sustantiva de los picos de la demanda, esas tres medidas nos permiten pasar el corto plazo”, subrayó a Confirmado de TV Perú. Por otra parte, señaló que el país cuenta con un parque muy importante de centrales de generación de energía eléctrica a gas natural a ciclo abierto que pueden volverse en centrales de ciclo combinado y generar otros 500 Mw adicionales. “Todo esto viene con medidas de incentivo mediante mecanismos de subasta que están previstos en la legislación vigente”, dijo el ministro. Consideró que el menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica para el presente año otorga un margen para implementar las referidas medidas para cubrir las necesidades de corto y mediano plazo. “Para el largo plazo tenemos que trabajar desde ahora en centrales hidroeléctricas de mayor tamaño, pensamos en centrales de 1,000 Mw”, subrayó. Señaló que la construcción de estas centrales puede tomar hasta ocho años porque hay que desarrollar las cuencas, instalar equipos y medir los caudales para que los proyectos puedan contar con el financiamiento de la banca, por lo que las acciones se deben tomar ahora, tarea en la cual el gobierno está comprometido. Edegel realizará estudios para futura central hidroeléctrica de 163 Mw en Junín; Lima, ene. 06 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a la Empresa de Generación Eléctrica (Edegel) para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Curibamba en Junín con una potencia estimada de 163 megavatios (Mw). Los estudios se realizarán en los distritos de Monobamba, Molinos y Apata, provincia de Jauja, departamento de Junín. La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ha verificado y evaluado que el peticionario ha cumplido con los requisitos establecidos en el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Kallpa Generación realizará estudio de futura central hidroeléctrica de 345 Mw en Huancavelica; Lima, ene. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la empresa Kallpa Generación para desarrollar estudios relacionados a nivel de factibilidad para la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central hidroeléctrica M3 – Cerro El Aguila en Huancavelica. Según una resolución del MEM publicada hoy, los estudios contemplan una potencia instalada estimada de 345 megavatios (Mw) y se realizarán en los distritos de Surcubamba y Colcabamba, provincia de Tayacaja, departamento de Huancavelica. La norma establece que los estudios que realizará Kallpa Generación para la concesión mencionada tendrán un plazo de duración de 12 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes.
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Si vencido el plazo de 12 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. Kallpa Generación ya tiene operativa su central de generación termoeléctrica Kallpa, que opera con gas natural y está ubicada en la localidad de Chilca al sur de Lima. En octubre del 2008 el MEM modificó la autorización para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la Central Térmica Kallpa, incrementando así su potencia instalada de 369.75 a 562.19 Mw. Demanda de electricidad aumentó 10% en 2008 y seguirá creciendo en 2009, estiman; Lima, ene. 08 (ANDINA).- El desarrollo económico que registró el país en los últimos años, especialmente en 2007 y 2008, motivó que muchas empresas del sector industria mejoren su capacidad de producción, lo que generó un mayor consumo de energía eléctrica. Esta tendencia se mantendría este año, pese a los efectos de la crisis financiera internacional, situación que refleja la solvencia de la economía nacional. Se estima en US$ 1,057 millones las inversiones que se realizarán este año en el sector eléctrico peruano. Para el director de la empresa consultora Elemix, Rafael Laca, 2008 fue un año muy bueno para el sector eléctrico, por el incremento del consumo de energía. “Sólo en noviembre hubo una ligera contracción debido a la coyuntura internacional, pero que fue fácilmente superable. Lo importante es que, en términos generales, el crecimiento de la demanda ha sido significativo en 2008”, refirió. Desde el punto de vista tarifario, Laca sostuvo que el incremento de los costos de energía fue una medida necesaria, pese a las críticas que surgieron por esta determinación. “Esta decisión fue trascendental porque evitó los racionamientos. Si la tarifa no se hubiera incrementado, los cortes de energía habrían sido frecuentes”, precisó. Además, Laca comentó que ante el rápido crecimiento de la demanda y la falta de oferta, el Gobierno tomó medidas oportunas. “Quizás no fueron las más óptimas, pero fueron rápidas y eso es lo que se necesita en una economía de libre mercado como la nuestra”, comentó. Resultados Según Laca, la producción eléctrica correspondiente a 2008 habría registrado un crecimiento de 10% con respecto a los resultados alcanzados en 2007. “Es un buen nivel, pues se trata de un referente del crecimiento económico del país. Las industrias invirtieron en mejorar su capacidad de producción para atender la mayor demanda, especialmente en el sector metalmecánica”, sostuvo el especialista. Otro tema importante destacado por el director de Elemix es la electrificación rural. “El desarrollo económico también se consolidó en varias provincias que pudieron contar con el servicio eléctrico no solamente para beneficio de las poblaciones, sino también de las empresas que operan en diversas localidades”, aseveró. Así, de acuerdo con información proporcionada por el ministerio de Energía y Minas (MEM), el año pasado se invirtieron alrededor de 273 millones de nuevos soles en obras públicas de electrificación a escala nacional, con lo que se logró llevar el servicio a mil 800 localidades rurales. De acuerdo con el MEM, esta inversión permitió ejecutar 234 obras de electrificación rural y que dotó de energía eléctrica a un total de 89 mil viviendas. Proyecciones Para este año, existen diversos factores que podrían afectar la producción de energía eléctrica, aunque ello no signifique que el sector deje de crecer. De acuerdo con el director de Elemix, uno de estos factores es la autorización que se le otorgó a Electroperú para la adquisición de 700 megavatios. “Sin embargo, la empresa estatal solo consiguió 70 megavatios”, refirió.
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No obstante, sostuvo Laca, hay una gran expectativa de desarrollo para este año. “En el sector industrial existe una serie de proyectos que aún no se desarrollaron, pero que están listos y definidos y seguramente serán ejecutados muy pronto, en función de lo que sucede en el mercado internacional”, sostuvo. Manifestó que este año el crecimiento podría estar en un 5% con respecto a 2008. “Lo importante es que el desarrollo no se detendrá. Creceremos posiblemente a menores niveles, pero continuaremos haciéndolo”, aseveró. No obstante, comentó que posiblemente este nivel de crecimiento no sea suficiente para abastecernos de energía. “Por tal motivo, Electroperú está subastando hasta por 500 megavatios de energía hidroeléctrica nueva para hacer frente a la demanda de electricidad, además de que el Estado está reconociendo sobrecostos de generación para algunas operadoras antiguas”, refirió. Asimismo, Laca sugirió que el Estado le otorgue mayor fuerza a Proinversión para que inicie el proceso de licitación de 600 megavatios de la central térmica de Camisea, con lo que cubrirá la demanda hasta 2011. El abastecimiento está asegurado 1. El MEM aseguró que se tomaron las medidas necesarias a fin de garantizar que este año no se enfrenten problemas en el suministro eléctrico por falta de gas natural o de poca capacidad de agua para las centrales hidroeléctricas. 2. La entidad precisó que los usuarios de todo el país no serán afectados con interrupciones del servicio eléctrico, ya que con el plan que se ha puesto en marcha cualquier variable de riesgo será mitigada. 3. De acuerdo con los indicadores hidrológicos, se espera un período seco para mayo, que es cuando podrían presentarse problemas para la generación de energía. 4. Sin embargo, ya se tomaron las previsiones para reducir cualquier riesgo de interrupción en el servicio eléctrico. 83.5% sería el coeficiente de electrificación que se espera alcanzar este año, 515,410 habitantes de zonas rurales, con 103 mil conexiones domiciliarias, serán favorecidos. Ministerio de Energía asigna fondos por más de S/.160 mlls. para electrificación; Lima, ene. 10 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) autorizó la incorporación de mayores fondos públicos, hasta por cien millones de nuevos soles, de fuentes provenientes de donaciones y transferencias, para la ampliación de redes de alta y baja tensión y subestaciones de diferentes centros poblados de la costa, sierra y selva del país. Asimismo, autorizó una transferencia financiera por 63 millones 803 mil 647 nuevos soles, desdoblados en 17 millones 804 mil 780 soles para proyectos a ser ejecutados por Hidrandina y 45 millones 998 mil 867 nuevos soles para proyectos a cargo de Electrocentro. El número de usuarios beneficiados, en el primer caso, es de cuatro mil 856, y en el segundo de nueve mil 037, sumando un total de 13 mil 895 beneficiarios. Las obras a cargo de Hidrandina consisten básicamente en la ampliación de redes de alta y baja tensión y subestaciones, mientras que las de Electrocentro en subestaciones, líneas y redes primarias y secundarias. Mediante la Resolución Ministerial Nº 580-2007-MEM/DM fue aprobado el Presupuesto Institucional de Ingresos y Egresos, así como la Estructura Funcional Programática de Apertura. Por Decreto Supremo Nº 026-2007-EM se dispuso la fusión del Proyecto de Mejoramiento de la Electrificación Rural mediante la aplicación de Fondos Concursables-Proyecto FONER y la Dirección Ejecutiva de Proyectos, creándose la Dirección de Electrificación Rural, la misma que entró en funciones el 1 de enero del 2008. Osinergmin transfiere S/. 100 millones al MEM para financiar obras de electrificación rural; Lima, ene. 10 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) aprobó hoy realizar una transferencia de fondos a favor del Ministerio de Energía y Minas (MEM), con cargo al saldo de balance de ejercicios anteriores al año 2008, y que servirá para financiar obras de electrificación rural.
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Según una resolución del Osinergmin, publicada hoy, dicha transferencia se realiza en cumplimiento del Decreto Legislativo N° 1001 y que regula la inversión en Sistemas Eléctricos Rurales (SER) ubicados en zonas de concesión. Esa norma establecía que la transferencia de recursos servirá para financiar obras de electrificación rural en forma directa o indirecta a través de las empresas de distribución eléctrica de propiedad estatal, dentro de las zonas de concesión, siempre que las poblaciones hayan solicitado el servicio eléctrico y no hayan sido atendidas en el plazo de un año. La transferencia, conforme a las consultas verbales realizadas inicialmente con la Dirección Nacional de Presupuesto, debía tener solo tratamiento financiero sin implicancia en el presupuesto de egresos del Osinergmin. Sin embargo, dicha Dirección Nacional se pronunció a través de un oficio manifestando que correspondía enmarca la transferencia en el presupuesto a través del correspondiente crédito suplementario en el pliego presupuestario del Osinergmin. Capacidad de generación eléctrica aumentará en 502 megavatios en el 2009, señala MEM; Lima, ene. 11 (ANDINA).- La capacidad de generación eléctrica de Perú aumentará este año en 502 megavatios (Mw) ya que se están concluyendo centrales hidroeléctricas que ingresarán al sistema en el corto plazo, sostuvo hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Durante el 2008, el MEM otorgó 13 concesiones definitivas para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos por un total de 1,371 megavatios. La de mayor potencia instalada es la central hidroeléctrica El Platanal con 220 MW, la otra hidroeléctrica es la de Poechos II con 10 MW y se contará con tres centrales térmicas a gas natural, que son TG2 Kallpa de 176 MW, TG3 Chilca de 176 MW y Oquendo de 50 MW. El MEM, a través de la Dirección General de Electricidad, ha venido dando un gran impulso a la generación eléctrica con energías renovables, como eólica, solar, geotérmica. Igualmente, se está avanzando en la implementación de la campaña de sustitución de lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas (focos ahorradores). Además, el MEM ha firmado un convenio con el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe) para adquirir 500,000 lámparas, hasta llegar a 1,5 millones, para lograr una reducción de unos 100 MW. "Estas acciones están enmarcadas en la campaña de sensibilización que el MEM viene realizando a través de los medios de comunicación social para generar una cultura de eficiencia energética", destacó. MEM autoriza a Duke Energy Egenor a instalar central térmica Las Flores de 183.6 Mw; Lima, ene. 13 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una autorización por tiempo indefinido a Duke Energy Egenor para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la central térmica Las Flores con una potencia instalada de 183.6 megavatios (Mw), la cual estará ubicada en el distrito de Chilca, provincia de Cañete, al sur de Lima. Duke Energy Egenor deberá realizar los trabajos según el Cronograma de Ejecución de las Obras, que contempla un plazo de ejecución de 19 meses a partir de la entrada en vigencia de esta autorización (mañana 14 de enero). La resolución del MEM indica que la falta de ejecución de dichas obras de acuerdo con el cronograma de ejecución conllevará la cancelación de la autorización. También señala que la empresa presentó la solicitud de autorización para desarrollar la actividad de generación el 22 de octubre de 2008. Igualmente, el 10 de setiembre de 2008 la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM aprobó el estudio de impacto ambiental para la central térmica. El titular de la concesión está obligado a operar cumpliendo las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y otras normas legales pertinentes.
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MEM modificó bandas de precios de combustibles para generación de electricidad; Lima, ene. 21 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) modificó hoy las bandas de precios de los combustibles utilizados en la generación eléctrica para evitar un posible incremento que afecte la determinación de las tarifas eléctricas. Por ello, hoy la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del MEM modificó las bandas de precios del Diesel B2 , el Petróleo Industrial Nº 6 GE y el Petróleo Industrial 500 GE. Según el informe semanal de la DHG, el precio referencial de los petróleos industriales registraron esta semana un aumento de 12.2 y 13.4 por ciento. Al respecto, el viceministro de Energía, Daniel Cámac, indicó que la medida ha sido tomada debido a que en las últimas semanas se ha producido variaciones de precio en el mercado internacional ocasionadas por la suspensión del abastecimiento de gas natural ruso a Europa, la que podría afectar a los precios de los combustibles utilizados en la generación eléctrica. La resolución directoral publicada hoy también dispuso mantener la Banda de Precios para el gas licuado de petróleo (GLP), las gasolinas 97, 95, 90 y 84 octanos, Kerosene, Diesel B2, Petróleo Industrial Nº 6 y 500. El viceministro además planteó la revisión de los tributos que gravan a los combustibles que se usan para la generación de energía debido a que tienen un impacto importante en la valorización en el precio final de los carburantes y en el costo de la electricidad. COES afirma que caída en precio de combustibles no influirá directamente en tarifas eléctricas; Lima, ene. 24 (ANDINA).- El presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac), César Butrón, afirmó hoy que la últimas caídas en el precio del petróleo y combustibles vaya a influenciar directamente en el costo de las tarifas eléctricas debido a que otros factores que deben ser considerados en los cálculos. “Desde el punto de vista del precio de los combustibles que se utiliza para calcular los reajustes (de las tarifas eléctricas), no hay ninguna variación que permita decir que va a subir o va a bajar, eso no ha variado”, refirió. Indicó que el peso del petróleo diesel y residual que se usan para la generación eléctrica en la fórmulas de reajuste de tarifas del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) ahora es menor debido a que se está desarrollando un período de lluvias. “Pero ese peso podría ser revertido por otros efectos como el tipo de cambio, el precio del gas o el precio de los metales, es muy aventurado decir si va a bajar o va a subir la tarifa, eso no lo puede decir nadie”, enfatizó. Además aclaró que la modificación de las bandas del Fondo para la Estabilización del Precio de los Combustibles Derivados del Petróleo para el Diesel B2 y los petróleos industriales N° 6 y N° 500, que usan las generadoras eléctricas, sólo impedirá que los precios de estos productos suban de precio. “Pero ese precio sigue permanente y es bueno saber que la tarifa eléctrica tiene otros factores producto de la compleja situación que hemos vivido”, explicó en TV Perú. Por ello, mencionó que en las fórmulas de reajuste mensual de las tarifas deberá considerarse los efectos de la congestión del ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) durante el 2008, los costos adicionales que tendrán Electroperú para la compra de equipos de emergencia para épocas de estiaje y el decreto que establece que la tarifa marginal de calcule de otra forma. Manifestó que estos factores tendrán un efecto en la tarifa no sólo en febrero sino también en marzo y en los meses siguientes. Butrón insistió en que para este año está descartado que ocurra algún racionamiento de energía eléctrica y pese a que la reserva energética está entre ocho y nueve por ciento, lo cual no es suficiente para garantizar que si se presenta una falla importante en el sistema eléctrico eso no produzca interrupciones del servicio. Finalmente, se mostró en contra de que la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) acuda al Poder Judial para dejar sin efecto el alza de tarifas eléctrica decretado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) en noviembre del 2008.
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“Eso sería fatal porque se sentaría un precedente muy fatal de empezar judicializar las decisiones regulatorias”, concluyó. Compañía Energética del Centro realizará estudio de futura central hidroeléctrica de 180 Mw en Huánuco; Lima, ene. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la Compañía Energética del Centro para desarrollar estudios relacionados a nivel de factibilidad para la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Belo Horizonte en Huánuco. Según una resolución del MEM publicada hoy, los estudios contemplan una potencia instalada estimada de 180 megavatios (Mw) y se realizarán en los distritos de Monzón, Rupa-Rupa y José Crespo y Castillo, en las provincias de Huamalíes y Leoncio Prado, en el departamento de Huánuco. La norma establece que los estudios que realizará la Compañía Energética del Centro para la concesión mencionada tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. Mapa eólico de Perú impulsará instalación de centrales eólicas; Lima, ene. 28 (ANDINA).- El Perú ya cuenta con un mapa eólico que permitirá brindar información sobre el potencial eólico del país, herramienta muy útil para la ejecución de proyectos por parte del sector privado, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). La elaboración de este mapa estuvo a cargo de la Empresa Telemática y Consorcio Meteosim Trweind - Latin Bridge Business. Este moderno sistema de información que permitirá conocer con precisión los lugares más apropiados en el territorio nacional para instalar centrales eólicas, al ofrecer información completa de la velocidad del viento y la densidad de potencia a tres alturas sobre el suelo (50,80 y 100 metros), a nivel nacional y regional. De este modo se dará un gran impulso a los proyectos orientados a la utilización de esta forma de energía renovable, que hoy despierta particular interés a nivel mundial. Las consultorías para la elaboración del atlas se realizaron por encargo de la Dirección de Fondos Concursables de la Dirección General de Electrificación Rural. Se contó para este proyecto con el financiamiento del Banco Mundial y también se ha tenido una donación del Global Envinroment Facility (GEF). El Atlas eólico será accesible también a través de la página web del Proyecto del Fondo Nacional de Electrificación Rural (Foner), de manera que los usuarios internos y externos puedan realizar consultas y obtener información necesaria. MEM aumentará en 20% electrificación en Madre de Dios para 2011; Puerto Maldonado, ene. 30 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez Gamarra, informó hoy que para 2011 se elevaría en 90 por ciento el coeficiente de electrificación en el departamento de Madre de Dios, evidenciando un aumento de 20 por ciento, pues actualmente sólo 70 de cada cien pobladores cuentan con suministro eléctrico. Durante la inauguración de la línea de transmisión 138 kilovatios San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado por el presidente Alan García, el titular del Ministerio de Energía y Minas (MEM) dijo que para hacer efectivo este aumento se realizarán diversas obras de electrificación que dotarán del servicio y permitirán el desarrollo, además de mejorar la calidad de vida.
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Sánchez Gamarra hizo entrega al Presidente de esta línea de 221 kilómetros de longitud, que une la central hidroeléctrica de San Gabán, del departamento de Puno, con esta ciudad, y que logrará beneficiar a más de 70 mil personas. “Pasar de un grupo electrógeno al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) marca una diferencia trascendental, porque Puerto Maldonado era uno de los dos sistemas aislados que tenía el país. Con esta interconexión se logra que 70 mil habitantes de este pueblo tengan acceso a la energía del SIEN, lo cual les garantiza continuidad en el servicio y mejor calidad.” En su discurso, el ministro se mostró muy satisfecho por regresar a esta ciudad donde se desempeñó como gerente general y presidente del directorio de Electro Sur Este. Dijo que para muchas personas la demanda de electricidad se mantenía deprimida, pero ahora tienen todas las opciones de seguir creciendo en industria y otras opciones. “Pueblos emblemáticos como Mazuko y Huepetue tienen ahora la conexión al SIEN y todas las opciones para levantar vuelo”, finalizó. MEM convoca ejecución de obras de electrificación rural por más de S/. 38 millones; Lima, feb. 01 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de la Dirección General de Electrificación Rural, convocó hoy un proceso de selección para la ejecución de las obras de once proyectos de electrificación rural que conforman el denominado Grupo 2, las cuales están ubicadas en Amazonas, Ancash, Cajamarca, Lambayeque y Piura. Estos once proyectos, que se ejecutan en el marco del Plan Anticrisis, buscan beneficiar a 40 mil habitantes de estas cinco regiones y cuentan con una inversión de 38 millones 880,220 nuevos soles. Además del proceso de construcción también se convoca el de supervisión de dichas obras que representan ocho mil nuevas conexiones domiciliarias. Entre los proyectos que conforman el Grupo 2 del Plan Anticrisis se encuentra la interconexión del Pequeño Sistema Eléctrico (PSE) Rural Nuevo Seasme al Servicio Interconectado Nacional (SEIN) ubicado en Amazonas. Con esta inversión también se pondrá en marcha los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE) de Lonya Grande II Etapa (Cajamarca y Amazonas), Chontalí I Etapa (Cajamarca), Íllimo III Etapa y Motupe I Etapa en la región Lambayeque y Santo Domingo - Chalaco III Etapa en Piura. Asimismo, se ejecutarán obras de Servicio Eléctrico Rural (SER) Chacas San Luis III Etapa, Aija – Cotaparaco IV Etapa, Callejón de Huaylas, Casma – Quillo II Etapa y Huarmey Culebras III Etapa. Todas estas en el departamento de Ancash. Los proyectos comprenden la elaboración del expediente técnico, suministro y transporte de materiales y equipos, montaje electromecánico y obras civiles y su puesta en servicio. "Las obras a ejecutarse activarán la economía local y regional ya que permitirán dar trabajo directo como indirecto a los pobladores de estas regiones", señaló el MEM. Dicho esfuerzo forma parte del Plan Anticrisis que desarrolla el Gobierno y que el Ministerio de Energía y Minas viene ejecutando a través de sus direcciones, agregó. MEM invertirá más de S/. 16 millones en obras de electrificación rural para Áncash; Huaraz, feb. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que a través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) invertirá 16 millones 360 mil 143 nuevos soles en cinco obras de electrificación rural en el departamento de Áncash, en beneficio de 14 mil pobladores de 165 localidades. Entre los proyectos se encuentran las obras de Servicio Eléctrico Rural (SER) Chacas San Luis III Etapa, SER Aija-Cotaparaco IV Etapa, SER Callejón de Huaylas, SER Casma-Quillo II Etapa y SER Huarmey-Culebras III Etapa. Estas iniciativas forman parte de los 11 proyectos de electrificación rural que integran el denominado Grupo 2 y que se ejecutarán en el marco del plan anticrisis. Este proceso convocado a licitación pública para el 27 de enero espera la presentación de las propuestas hasta el 24 de febrero, y finalmente dar la buena pro el 6 de marzo.
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Las obras, que se ejecutarán en un plazo de aproximadamente diez meses, activarán la economía local y regional permitiendo el empleo directo de trabajadores; además de dar trabajo indirecto a los pobladores de las diversas localidades beneficiadas. Los proyectos comprenden la elaboración del expediente técnico, suministro y transporte de materiales y equipos, montaje electromecánico, y obras civiles y su puesta en servicio. MEM invertirá más de S/. 7 millones en obras de electrificación rural en Amazonas; Lima, feb. 06 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) anunció una inversión ascendente a siete millones 53 mil 287 nuevos soles para dos obras de electrificación rural en el departamento de Amazonas, que forman parte de los 11 proyectos incluidos en el segundo grupo del plan anticrisis. El MEM, a través de la Dirección General de Electrificación Rural, destinará el monto señalado a la interconexión del Pequeño Sistema Eléctrico (PSE) Rural Nuevo Seasme al Servicio Interconectado Nacional, así como a la puesta en marcha del PSE de Lonya Grande II Etapa. La primera obra mencionada beneficiará a 17 localidades; mientras que la segunda permitirá la electrificación de 12 localidades. Ambos proyectos favorecerán a cuatro mil 116 personas, que mejorarán su economía y estilo de vida. Los dos proyectos fueron convocados a licitación pública el 27 de enero pasado y el MEM está a la espera de la presentación de las propuestas hasta el 24 de febrero, para finalmente dar la buena pro el 6 de marzo próximo. Las obras se ejecutarán en un plazo de aproximadamente diez meses y activarán la economía local y regional, generando empleo directo e indirecto en las diversas localidades beneficiadas. Los proyectos comprenden la elaboración del expediente técnico, el suministro y transporte de materiales y equipos, el montaje electromecánico, las obras civiles y su puesta en servicio. Ejecutivo dicta normas para promover la inversión en sistemas complementarios de transmisión eléctrica; Lima, feb. 06 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) dictó hoy normas para promover la inversión en Sistemas Complementarios de Transmisión Eléctrica (SCT) introduciendo factores de competencia que aseguren la eficiencia y menores costos en la provisión de infraestructura complementaria de transmisión. Ello en el marco del quinto grupo de medidas para la Promoción del Empleo y la Producción lanzada por el Gobierno como parte del Plan de Estímulo Económico para hacer frente a la crisis financiera internacional. Indicó que el contrato de concesión de SCT establece el compromiso de construcción, propiedad, operación, régimen tarifario y devolución al Estado al término del acuerdo, según sea aplicable a cada caso en particular, así como el plazo del contrato, el periodo de recuperación y la tasa de actualización. Esta tasa corresponderá al valor establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas vigente a la fecha de la convocatoria a la licitación, indicó. El MEM o la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) podrá conducir los procesos de licitación para la ejecución y operación de las instalaciones del SCT que sean de uso exclusivo de la demanda, que no estén comprendidos el plan de transmisión y que hayan sido priorizados por el ministerio. Agregó que en caso que resulte conveniente continuar con su utilización, el MEM procederá a licitar nuevamente la concesión, empleando como factor de competencia la remuneración que cubra los costos de explotación durante el siguiente plazo de concesión. “El plazo máximo de concesión de los contratos de concesión SCT, será de 30 años de operación comercial más el tiempo necesario para la construcción de las instalaciones comprendidas en el contrato y será fijado en cada caso por el ministerio”, apuntó. Estableció también que la tasa mensual para el cálculo de las tarifas y compensaciones, así como para la actualización de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la tasa d actualización anual establecida.
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“Tratándose de contratos de concesión de SCT, se aplicará la tasa de actualización establecida en el respectivo contrato, aplicando fórmulas de interés compuesto”, indica un decreto de urgencia publicado hoy en la separata de normas legales del diario El Peruano. Precisó que el costo medio anual de las instalaciones de transmisión no comprendidas anteriormente, estará conformado por la anualidad de la inversión para un periodo de recuperación de hasta 30 años, con la tasa de actualización y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento. Tratándose de contratos de operación y mantenimiento, dijo, el monto que resulte de la liquidación anual, así como la anualidad de la inversión calculada aplicando la tasa de actualización y el periodo de recuperación establecido en el contrato de concesión, cuyos componentes de inversión, operación y mantenimiento serán los valores que resulten de la licitación. En cada fijación tarifaria, el costo medio anual de las instalaciones de transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda, deberá incluir la valorización de las instalaciones existentes en dicha oportunidad y de las incluidas en el respectivo plan de inversiones o de las incluidas en los contratos de concesión. Construcción de sistemas eléctricos rurales requiere declaración de impacto ambiental, afirma MEM; Lima, feb. 10 (ANDINA).- La construcción de los Sistema Eléctricos Rurales (SER) necesitan tener aprobada una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) antes de iniciar la ejecución de obras, con el fin de contribuir al desarrollo sostenible de las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del Perú, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). La evaluación y aprobación de la DIA estará a cargo de la autoridad competente de acuerdo con las normas ambientales y de descentralización vigentes. Sin embargo, si las obras de un SER abarcan dos o más departamentos o regiones, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM será la autoridad competente, precisa la norma publicada hoy que modifica el reglamento de la Ley General de Electrificación Rural. El plazo para evaluar, aprobar o desaprobar la DIA para los proyectos de electrificación rural será de 15 días calendario, y el plazo para que el titular del proyecto absuelva las observaciones formuladas será de cinco días. A efectos de cumplir con el proceso de participación ciudadana, las DIA serán puestas en el portal web de la autoridad encargada de su evaluación por un plazo de siete días calendario. MEM autoriza a SDF Energía a reducir potencia instalada de central térmica Oquendo a 39.94 Mw; Lima, feb. 12 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) modificó hoy la autorización para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la Central Térmica Oquendo, de la que es titular SDF Energía, a fin de reducir la potencia instalada de 64 a 39.94 megavatios (Mw). Cabe señalar que el 8 de julio del 2007 SDF Energía recibió la autorización para generar energía eléctrica en dicha central con una capacidad instalada de 32 Mw, para la instalación del grupo TG1, ubicada en el distrito del Callao, provincia constitucional del Callao. Luego, el 6 de abril del 2008, el MEM modificó dicha autorización incrementando la capacidad instalada de 32 a 64 Mw, con la inclusión de un segundo grupo TG2. Pero SDF Energía presentó el 21 de enero del presente año una solicitud de modificación de la autorización a efectos de reducir la capacidad instalada de la central a 39.94 Mw lo cual es consecuencia de la no instalación del segundo grupo TG2. Igualmente, incorporó los grupos a vapor existentes TV1 y TV2 cuyas potencias instaladas son de 5.42 y 2.52 Mw, respectivamente, con lo que resulta una capacidad instalada de 39.94 Mw. Según la solicitud de modificación de SDF Energía y conforme al nuevo Cronograma de Ejecución de Obras presentado, la culminación y puesta en servicio del grupo TG1 será a fines de marzo del 2009.
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BID realizará estudio sobre rentabilidad de proyectos energéticos para Perú este año; Lima, feb. 17 (ANDINA).- El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) informó hoy que en enero se aprobó una cooperación técnica a Perú enfocada a la realización de un estudio que permitirá conocer y comparar la rentabilidad de los diversos proyectos de energía que pueden efectuarse en el país. El especialista sectorial del BID, Joseph Milewski, indicó que este proyecto, trabajado conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas (MEM), busca mejorar la focalización de las inversiones en el sector energético. “Mediante la comparación de las diversas opciones de generación de energía para el país, incluyendo las renovables, se alcanzará un panorama más certero sobre hacia dónde apuntar los esfuerzos en el sector por parte del Gobierno y el sector privado”, precisó a la agencia Andina. Sostuvo que esta cooperación se encuentra contemplada dentro del presupuesto programático para el desarrollo de la nueva matriz energética de Perú, y demandará en total un desembolso no reembolsable de aproximadamente 500 mil dólares. “Se realizarán estudios económicos comparando la rentabilidad de cada una de las opciones que se tiene en Perú para producir energía (eólica y solar, entre otras).” Subrayó la importancia que tiene para el país contar con una canasta de opciones en fuentes energéticas que sirvan como soporte a fin de emprender nuevos proyectos en los próximos años, para atender la demanda interna. “El estudio tiene como plazo 12 meses, al final de los cuales se entregarán los resultados, lo que posiblemente sea en el primer trimestre de 2010.” El BID, la Cooperación Alemana GTZ, el gobierno de la República de Corea y GVEP International anunciaron hoy el Concurso de Innovación Energética, que otorgará financiamiento hasta por 200 mil dólares para los mejores proyectos presentados. Con esto se busca respaldar iniciativas que tengan un impacto tangible en el área local, aumentando el acceso a la energía, mientras se brinda apoyo al desarrollo de una economía sostenible y se reduce la pobreza. MEM otorga a Hidroeléctrica Santa Cruz concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables; Lima, feb. 18 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a la Hidroeléctrica Santa Cruz la concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables para desarrollar la generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Santa Cruz II a partir de su puesta en operación comercial en junio del 2010. Dicha central tendrá una potencia instalada de 6,000 kilowatios (kW), ubicada en el distrito de Santa Cruz, provincia de Huaylas (Ancash). El MEM sostuvo que en setiembre del 2008, Hidroeléctrica Santa Cruz solicitó la concesión definitiva en la zona comprendida dentro de las coordenadas UTM (PSAD 56), utilizando los recursos hídricos del río Blanco. “La petición se halla amparada en las disposiciones contenidas en la Ley de Concesiones Eléctricas”, puntualiza una resolución ministerial publicada hoy en la separata de normas legales del Diario Oficial El Peruano. El ministerio señaló que el contrato de concesión a suscribirse con Hidroeléctrica Santa Cruz consta de 19 cláusulas y cuatro anexos. Asimismo, autorizó al director general de Electricidad del MEM para suscribir a nombre del Estado, dicho contrato de concesión. Servicio público de electricidad está garantizado hasta el 2011, asegura MEM; Lima, feb. 23 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aseguró hoy que hasta el 2011 no habrá ninguna restricción del servicio público de electricidad ya que el gobierno está tomando todas las medidas necesarias para que el suministro de gas natural a las generadoras eléctricas no tenga inconvenientes.
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“Lo que podemos garantizar es que este año y en el 2010 y 2011 no tendremos restricciones en el servicio público de electricidad. Eso debe quedar absolutamente claro”, afirmó el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. Explicó que su despacho está trabajando en la revisión de los contratos con las empresas de generación para poder acomodar demanda de electricidad, lo cual es muy importante para el servicio eléctrico en el futuro. El ministro no sólo descartó que Lima o cualquier ciudad del interior del país se quede sin luz en los siguientes meses debido a la falta de gas natural, sino que también desestimó que los conflictos laborales en las empresas distribuidoras y generadoras de electricidad afecten a este servicio. Precisó que la producción y transporte del carburante natural destinada a la generación eléctrica ya está contratada, y en su mayoría para las empresas generadoras actualmente instaladas en el sistema interconectado nacional, así como para otras plantas nuevas de generación. “No es que el gas natural desaparezca, el servicio eléctrico está garantizado”, enfatizó en declaraciones a RPP. No obstante, recordó que ocurren algunos problemas en el transporte de gas natural, aunque aclaró que las reservas del carburante son suficientes. Señaló que en setiembre del año pasado la capacidad de transporte de gas natural llegaba a los 380 millones de pies cúbicos diarios, pero en octubre aumentó a 450 millones. Asimismo, aseguró que con la entrada en operaciones del ducto de exportación de gas natural que opera Perú LNG, la capacidad de transporte alcanzará los mil millones de pies cúbicos diarios. Hacia el 2012 también entrará en operaciones la segunda expansión de la planta de fraccionamiento que aumentará la capacidad de transporte de gas natural hasta 1,500 millones de pies cúbicos diarios, con lo cual se resolverán los actuales problemas, refirió. “Evidentemente no hay manera de hacer algo antes de esa fecha, pero quiero ser enfático que para el 2012 tendremos estos 1,500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural con lo cual el problema se reducirá", dijo. Respecto a las divergencias laborales entre las empresas distribuidoras y de generación de electricidad, indicó que éstos son normales y que hay una suerte de motivación muy extremista que alerta a la población, MEM convocará en próximos días a licitación para concesión de línea de transmisión Independencia – Ica; Lima, feb. 23 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través de su Comité de Inversión, convocará en los próximos días el concurso público internacional para otorgar en concesión el proyecto Refuerzo del Sistema de Transmisión Sur Medio: Línea de Transmisión Independencia - Ica en 220 kilovatios (Kw) y Ampliación de la Subestaciones de Ica e Independencia. La obra comprende la construcción de una nueva terna en 220 Kw, 55 kilómetros de longitud y 180 megavatios ampere (Mwa) de capacidad, que se instalará en forma paralela a la línea de transmisión existente, así como la ampliación de las subestaciones de Independencia e Ica. Esta obra permitirá atender el incremento de la demanda de Ica y Marcona que ha experimentado un crecimiento significativo. La convocatoria que efectuará el Comité de Inversión del MEM se da en el marco del Decreto Legislativo Nº 1012, Ley Marco de Asociaciones Público Privadas para la generación de empleo productivo y para la agilización de los procesos de promoción de la inversión privada. Además esta convocatoria pública forma parte del Plan de Estímulo Económico o Plan Anticrisis implementado por el gobierno para contrarrestar los efectos de la crisis económica mundial. Constituye, asimismo, la primera convocatoria para procesos de incorporación de participación privada realizada por el Comité de Inversión de un ministerio.
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Ejecutan 24 proyectos de electrificación rural en beneficio de 54 mil puneños; Puno, mar. 09 (ANDINA).- Con una inversión de 37 millones 356 mil 439.42 nuevos soles, el gobierno regional de Puno, en convenio con el Ministerio de Energía y Minas (MEM), ejecuta 24 proyectos de electrificación rural en beneficio de 54 mil habitantes. La población beneficiada se ubica en las provincias puneñas de Azángaro, El Collao, Lampa, Moho, Puno, San Román, Sandia y San Antonio de Putina. De acuerdo al informe de la Gerencia Regional de Desarrollo Económico, las obras se han ejecutado en dos sectores: Sector I, que comprende 11 proyectos en los ámbitos de las provincia de El Collao, Lampa, Puno y San Román. A la fecha están en período de operación experimental. Mientras que el Sector II abarca 13 proyectos que comprende los ámbitos de las provincias de Azángaro, Lampa, Moho, Sandia y San Antonio de Putina, en este caso las obras se encuentran concluidas y energizadas, habiéndose aprobado la liquidación final de contrato. Fortunato Mamani Rodrigo, representante de uno de los proyectos comprendidos dentro del Sector II, específicamente el Proyecto de Electrificación Rural Eje Moho - Acometidas Domiciliarias, agradeció al presidente regional, Hernán Fuentes, por las obras. Dicha obra está conformada por 20 localidades de los centros poblados de Mallcosuca, Pomaoca, Sullca, comunidades de Inca Wisachata y Huantorcota, en la provincia de Moho, que beneficia a más de mil 50 abonados. “Habiéndose terminado satisfactoriamente la electrificación rural del centro poblado de Mallcosuca, en mi calidad de presidente de Electrificación Rural, doy mil gracias por la obra ejecutada, en representación de los usuarios de los centros poblados de Mallcosuca, Castilluma, Sura, Sicuani y Quequesaya”, señala el documento suscrito Mamani Rodrigo. Central hidroeléctrica del Mantaro retomó operaciones a plena capacidad luego de limpieza automática; Lima, mar. 10 (ANDINA).- La central hidroeléctrica del Mantaro, propiedad de Electroperú, quedó operativa y entró en servicio a plena capacidad conectándose al Sistema Interconectado Nacional desde esta mañana, luego de superar los problemas del Sistema de Limpieza Automática, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). “El servicio eléctrico ha vuelto a la normalidad y no se espera una nueva falla que cause restricciones del servicio eléctrico en el corto plazo”, afirmó el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COE-Sinac), César Butrón. De esta manera, la central hidroeléctrica del Mantaro ha vuelto a abastecer de 858 megavatios (Mw) de electricidad al Sistema Interconectado Nacional, para su distribución en todo el país. Esta central suministra energía al 22 por ciento de usuarios del Perú, declaró a la agencia Andina. Explicó que según información de Electroperú, a las 00:45 horas de hoy se concluyeron los trabajos de reparación final del sistema de limpieza automática, y luego de verificarse su funcionamiento quedó operativa. Recordó que los cortes de electricidad se presentaron por primera vez la semana pasada, debido a la gran cantidad de basura que se atascó en las rejillas de la central hidroeléctrica, proveniente de la ciudad de Huancayo (Junín). Indicó que por el momento no se prevé ningún otro riesgo de nuevas restricciones; sin embargo, si existiera alguna falla imprevista superior a 300 Mw podría causar interrupciones de la energía eléctrica. “No hay ningún problema inminente, pero cualquier falla de naturaleza imprevista, como un huaico que afecte al ducto de Camisea, por ejemplo, sí podría originar un problema en la generación de energía eléctrica”, dijo Butrón. En ese sentido, el MEM invocó a la población de todo el país a hacer un uso racional del suministro eléctrico, con la finalidad de que el ahorro que se genere en algunos domicilios permita proveer de electricidad a otros hogares.
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ProInversión espera captar US$ 400 millones en concesión de dos líneas de transmisión eléctrica; Lima, mar. 15 (ANDINA).- La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) informó hoy que se espera captar 400 millones de dólares de inversiones por la concesión de dos nuevas líneas de transmisión eléctrica que fueron encargadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). El jefe de Proyectos en Asuntos Eléctricos e Hidrocarburos de ProInversión, Luis Ortigas, precisó que los proyectos consisten en las líneas de transmisión Zapallal (Lima) – Trujillo (La Libertad), y Chilca (Lima) – Marcona (Ica), ambos con un nivel de tensión de 500 kilovoltios. “Cada proyecto esta valorizado en unos 200 millones de dólares, por lo que esperamos captar 400 millones de dólares en compromisos de inversión”, declaró a la agencia Andina. El funcionario estimó que la convocatoria de ambos procesos de concesión podría realizarse dentro de seis semanas, mientras que la buena pro de las dos líneas de transmisión, las cuales permitirá llevar electricidad al sur y norte del Perú, se otorgaría antes de fin de año. “Con esto esperamos que antes de fin de año podemos otorgar la buena pro de estas líneas de transmisión eléctrica y del gasoducto a Chimbote, que son los proyectos más importantes del sector eléctrico e hidrocarburos que tenemos en ProInversión”, dijo. Durante el 2008, ProInversión otorgó la buena pro de la concesión de las líneas Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse al consorcio Isonor Transmisión de España; Chilca - La Planicie – Zapallal a Interconexión Eléctrica (ISA) de Colombia; Vizcarra - Huallanca - Cajamarca – Carhuaquero a Abengoa Perú. Por su parte, las empresas Isonor Transmisión e ISA habían manifestado su interés en participar en las nuevas concesiones de líneas de transmisión eléctrica que realice ProInversión. Osinergmin plantea subir tarifas eléctricas en 6% para usuarios domésticos y en 6.5% para industriales; Lima, mar. 17 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) informó hoy que ha propuesto subir las tarifas de generación eléctrica en seis por ciento para los usuarios domésticos y en 6.5 por ciento para el usuario industrial regulado, a partir del primero de mayo de 2009. “Esto se debe, principalmente, a la incorporación de cargos adicionales que fueron establecidos a través de decretos de urgencia durante 2008 con la finalidad de asegurar el servicio de electricidad para la población.” Este 16 de marzo, el Osinergmin realizó una audiencia pública descentralizada en Lima, Piura y Cusco, en la que presentó y sustentó su propuesta de tarifas eléctricas en barra para el período vigente de mayo de 2009 a abril de 2010. Esta actividad es parte del proceso regulatorio que realiza anualmente el organismo regulador en cumplimiento de la ley. Cabe señalar que las opiniones y sugerencias que recogió el ente regulador en dicha audiencia, así como las que recibirá hasta el 23 de marzo, serán analizadas y permitirán el establecimiento de las tarifas definitivas a más tardar el 15 de abril de 2009. El Osinergmin refirió que el Decreto de Urgencia N° 037, aprobado el año pasado, dispuso que las empresas públicas contraten unidades de generación de emergencia para evitar cortes de electricidad como consecuencia de la reserva insuficiente de unidades de generación eléctrica de 2009 a 2010. “El costo de esta medida de seguridad debe ser incluida en la tarifa mediante un cargo adicional”, indicó el ente regulador. Adicionalmente, el Decreto de Urgencia N° 049, vigente hasta 2011, dispuso que los suministros destinados a los usuarios regulados que carezcan de contratos no sean cortados, sino que sean asumidos por los generadores eléctricos, valorizándolos a precios en barra. A la vez, se dispuso que se redujera la volatilidad de los precios de energía al introducir un valor máximo para remunerar los costos de producción de electricidad.
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En enero se redujo en 64% costo marginal de generación eléctrica; Lima, mar. 18 (ANDINA).- En enero último el costo marginal promedio mensual del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional fue 64 por ciento menor que el mes anterior, y llegó a 29.4 dólares por megavatio hora (Mwh), informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Mientras que el correspondiente al precio en barra disminuyó uno por ciento con relación al mes de diciembre con un valor de 31 dólares por Mwh. En diciembre el costo marginal promedio por Mwh fue de 81.8 dólares y en noviembre se ubicó en 60.7 dólares. En enero la producción de energía eléctrica registró un crecimiento de 3.6 por ciento, respecto a similar mes del año 2008, alcanzando la cifra de 2,605 gigavatios hora (Gwh). Del total de energía generada en enero último para satisfacer los requerimientos de diversos sectores, el 70.1 por ciento fue de origen hidráulico, el 26.1 por ciento con gas natural, el 1.2 por ciento utilizó como fuente el diesel residual y el 2.6 por ciento usó carbón. Esta producción de origen hidráulico registró un descenso de 3.4 por ciento en enero, mientras que la producción con gas natural experimentó un crecimiento de 34 por ciento. En tanto la energía generada con diesel residual descendió en 43.7 por ciento y la energía generada con carbón aumentó en 2.3 por ciento. En enero la producción de energía eléctrica por empresas fue liderada por Edegel con 763,354 Mwh, lo que significó un incremento de 21.1 por ciento en comparación con similar mes del año anterior. En segundo lugar se ubicó la empresa estatal Electroperú con 631,792 Mwh, representando un descenso de 1.5 por ciento respecto a enero del 2008. Le siguió Energía del Sur (Enersur) con 319,454 Mwh, cifra que se mantuvo igual respecto a similar mes del 2008. En tanto, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en enero del 2009 fue de 4,091.1 Mw (registrada el día 21 de enero a las 19:45 horas), cifra que representa un incremento de 2.7 por ciento respecto a la máxima demanda de similar período del año 2008. Los incrementos registrados respecto a la máxima demanda del mismo período de los años 2007, 2006, 2005 y 2004 fueron de 14, 24.8, 34.4 y 38.2 por ciento, respectivamente. Por su parte, la venta de energía al cliente final en enero último fue de 2,246 Gwh, con un 3.3 por ciento de incremento respecto a la venta de igual período del año anterior. En relación al mes de enero del 2007, se registró un aumento de 12.2 por ciento, y con respecto a los años 2006, 2005 y 2004 los incrementos fueron de 24.3, 32.8, 39.2 por ciento, respectivamente. Capacidad de generación eléctrica aumentará en 700 Mw en período julio 2009 - junio 2010; Lima, mar. 23 (ANDINA).- Durante el período comprendido entre el segundo semestre del presente año y el primer semestre del 2010 ingresarán 700 megavatios (Mw) de nueva capacidad de generación al sistema eléctrico peruano, lo cual permitirá cubrir con holgura la demanda del mercado, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). “Si bien las reservas de energía no son suficientes, para el 2010 y 2011 la situación se pinta mejor por las medidas que se están tomando ahora”, declaró el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. Adelantó que para octubre próximo el gasoducto alcanzará una capacidad de 450 millones de pies cúbicos, con lo cual el principal suministro de gas natural para el sistema está garantizado. “Adicionalmente, en distintas conversaciones que se han tenido con Perú LNG y Transportadora de Gas de Perú (TGP) se ha llegado a un acuerdo para que el gasoducto de Perú LNG sea utilizado para proveer capacidad adicional al sistema”, dijo. El ministro indicó que otro proyecto que permitirá cubrir la demanda actual de energía es el de la Red de Energía de Perú (REP) para ampliar la capacidad de la línea Mantaro - Socabaya, hasta 500 Mw, con lo cual se soluciona otro problema crítico en el sur. “Adicionalmente está en curso la construcción de la línea Mantaro -Caravelli – Montalvo, que provee en 500 kilovatios (Kw) de capacidad adicional al sistema”, mencionó.
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Refirió que su portafolio también ha requerido a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) que impulse el concurso para la ejecución del proyecto de transmisión que comprende la conexión del sistema Zapallal - Trujillo en 500 Kw y otra línea que está partiendo desde Chilca a Caravelli en 500 Kw. “Estos proyectos van a resolver la demanda de aquí a tres años pues permitirán una mejor distribución de la capacidad del sistema en todo el país, que es lo más difícil y ya está en proceso”, dijo a RPP. Producción eléctrica cayó 1.7% en febrero por factor estacional; Lima, mar. 23 (ANDINA).- En febrero la producción de energía eléctrica registró una caída de 1.7 por ciento, respecto a similar mes del año 2008, alcanzando la cifra de 2,540 gigavatios hora (Gwh), debido a factores estacionales, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Para el mes de marzo se ha proyectado que la producción de energía ascienda a 2,819 Gwh, lo que representaría un crecimiento de 2.7 por ciento. Del total de energía generada en febrero último para satisfacer los requerimientos de diversos sectores, el 70 por ciento fue de origen hidráulico, el 24.1 por ciento con gas natural (15 por ciento turbo gas y nueve por ciento ciclo combinado), el 2.8 por ciento utilizó como fuente el diesel residual y el 2.9 por ciento usó carbón. En febrero la producción de energía eléctrica por empresas fue liderada por Edegel con 719,483 Mwh, lo que significó un incremento de 1.6 por ciento en comparación con similar mes del año anterior. En segundo lugar se ubicó la empresa estatal Electroperú con 573,970 Mwh, representando un descenso de dos por ciento respecto a febrero del 2008. Le siguió Energía del Sur (Enersur) con 316,171 Mwh, cifra que reflejó una contracción de cinco por ciento en relación a similar mes del 2008. En la producción de energía eléctrica por fuentes de energía, Electroperú lideró en la generación hidráulica con 24 por ciento (569 Gwh), seguido por Edegel con 19 por ciento (439 Gwh), Egenor con nueve por ciento (205 Gwh) y, en menor escala, Electroandes, Enersur y otras empresas. En la producción con gas natural, las empresas con mayor participación en el abastecimiento de la demanda eléctrica fueron Edegel con 12 por ciento (280 Gwh), Enersur con diez por ciento (231 Gwh), y las demás empresas que acumularon, en total, el ocho por ciento sobre el total nacional. En tanto, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en febrero del 2009 fue de 4,105.3 Mw (registrada el día 18 de febrero a las 19:30 horas), cifra que representa un incremento de 2.4 por ciento respecto a la máxima demanda de similar período del año 2008. Los incrementos registrados respecto a la máxima demanda del mismo período de los años 2007, 2006, 2005 fueron de 12.6, 25.1 y 34.8 por ciento, respectivamente. Por su parte, la venta de energía al cliente final en febrero último fue de 2,153 Gwh, un descenso de 1.7 por ciento respecto a la venta de igual período del año anterior. En relación al mes de febrero del 2007, se registró un aumento de 11.6 por ciento, y con respecto a los años 2006 y 2005 los incrementos fueron de 23 y 33.7 por ciento, respectivamente. La venta proyectada a cliente final para el mes de marzo se calcula en 2,304 Gwh, según el MEM. Presidente García inaugura obras de electrificación a favor de 42 mil pobladores de Junín y Pasco; Mazamari, mar. 25 (ANDINA).- Más de 42 mil pobladores de 249 localidades de Junín y Pasco cuentan desde ya con energía eléctrica, gracias a tres obras de electrificación rural inauguradas hoy por el Presidente de la República, Alan García; y el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez.
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El Mandatario llegó hasta la localidad de Nueva Esperanza, en el distrito de Pichanaki, para inaugurar la primera etapa del pequeño sistema de electrificación Yurinaki, que contó con una inversión de 24 millones 670 mil nuevos soles, financiada por la Dirección de Fondos Concursables del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta obra, que también contó con el apoyo del Banco Mundial, beneficiará a 31 mil personas de 158 centros poblados. También fue inaugurada en la localidad Yanachaga Papayal, distrito de Huancabamba, provincia de Oxapampa (Pasco) el pequeño sistema de electrificación Huancabamba-Paucartambo, que dotará de energía a 61 localidades de Oxapampa y Pasco. La población favorecida en estos lugares asciende a seis mil 395 habitantes. El financiamiento del proyecto estuvo a cargo del MEM, a través de su Dirección de Fondos Concursables, y del Banco Mundial. La democracia se hace con energía eléctrica, agua potable y el título de propiedad de vivienda que se posee, remarcó el Jefe del Estado. Sostuvo también que los niños serán los favorecidos, pues la energía eléctrica facilitará el uso de laptops. Según adelantó, a Perú llegarán 158 mil laptops traídas por el Ministerio de Educación para los colegios más humildes. De igual manera, el Gobierno puso en marcha el proyecto del pequeño sistema eléctrico Villa Rica II Etapa, con una inversión de dos millones 669 mil 932 soles, en beneficio de 30 localidades. La inversión total en los dos proyectos ejecutados en Pasco asciende a diez millones 164 mil 17 soles Las obras se desarrollan durante la “Semana de la Electrificación Rural” y se unen a los proyectos inaugurados el pasado lunes en Bagua (Amazonas) y las que serán inauguradas en los próximos días en Huánuco y San Martín. Inversionistas de energía eólica piden al gobierno acelerar regulación tarifaria para iniciar proyectos; Lima, mar. 25 (ANDINA).- La Asociación Peruana de Energía Renovables pidió hoy al gobierno que se acelere la fijación de tarifas para este sector, para que las empresas que ya tienen concesiones temporales de energía eólica puedan concluir los estudios de factibilidad y definir los montos de inversión de sus proyectos en el país. A la fecha hay 11 empresas, entre nacionales y extranjeras, que cuentan con 56 concesiones temporales otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) en los últimos dos años. El presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, Alfredo Novoa, indicó que las empresas siguen a la espera de que el MEM establezca las reglas de juego en el sector de generación eólica pues últimamente perciben que no hay la intención de seguir impulsando este tipo de energía en el país. Precisó que como primer punto se requiere definir las tarifas y que se convoque cuanto antes a la subasta de 500 megavatios (Mw), proceso aprobado mediante el Decreto Legislativo N° 1002, y que permitirá que este tipo de energía logre una participación de cinco por ciento en la demanda del país. Dijo que algunos funcionarios del MEM han argumentado que la energía eólica es demasiado cara, sin embargo, el impacto de las tarifas sólo será entre 1.5 y 1.8 por ciento sobre las tarifas finales. Al respecto, el director de la consultora Utilities Perú.com, César Gutiérrez, comentó que más caro resulta ahora la generación con diesel residual, que llegó a 250 dólares por Mw el año pasado, mientras que con energía eólica el costo sería de 100 dólares por Mw. Además, indicó que la instalación de parques eólicos demora un promedio de 24 meses, mientras que las centrales hidroeléctricas toman entre seis y siete años, por ello, la generación eólica es una alternativa paralela en esta coyuntura de falta de generación eléctrica.
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Por su parte, Novoa recordó que en la Cumbre de Líderes del Foro de Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC) se distribuyó un libro entre los líderes de las 21 economías invitándolos a invertir en energía eólica e hidráulica, sin embargo, insistió en que no hay apertura para esta inversión en el país. Todo lo contrario sucede en Chile, país que ya tiene en camino la instalación de parques eólicos por 300 Mw y está impulsando una serie de incentivos para el desarrollo de estos proyectos ya que su Corporación de Fomento a la Producción (Corfo) está dispuesta a financiar los estudios que deben realizar las empresas para sus proyectos, dijo. “Hemos recibido invitaciones de Chile para que invirtamos allá, sería lamentable que las empresas decidan llevar sus inversiones a otro país por falta de claridad en la política del sector”, manifestó. Gutiérrez también dijo que el MEM se comprometió a tener listo en mayo el Plan Nacional de Energías Renovables, pero sólo faltan dos meses y no se conoce nada al respecto. “Sólo hemos visto una declaración de interés de impulsar la energía hidráulica, cuando la ley específicamente decía que en este período no se priorizaría esta fuente de energía”, indicó. Recordó que en el marco de las facultades legislativas que delegó el Congreso de la República al Poder Ejecutivo se dieron normas para impulsar las energías renovables. Osinergmin afirma que en cuatro meses tendría listas las tarifas para energía eólica; Lima, mar. 25 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) informó hoy que en el plazo de tres a cuatro meses podría tener listas las tarifas para la generación de energía eólica (que utiliza como fuente el viento), pues requiere contratar a una consultora dado que en el país no hay experiencia en este tipo de regulación. El gerente de Regulación Tarifaria del Osinergmin, Víctor Ormeño, indicó que se realizó una primera convocatoria para seleccionar a un consultor que determinará las primas para asegurar la rentabilidad de 12 por ciento prevista en la Ley de Concesiones Eléctricas, pero se declaró desierto el proceso y ahora se ha convocado a una segunda. “Esperamos abrir los sobres en las próximas semanas para seleccionar al consultor y en tres a cuatro meses tener las primas, menos de ese tiempo no creemos que se pueda”, manifestó. Al respecto, el presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, Alfredo Novoa, indicó que las bases para elegir al consultor han sido demasiado complejas, motivo por el cual se ha declarado desierto el proceso. Consideró que no se requiere realizar todo un estudio sino bastaría con un modelo de simulación de costos para acortar los tiempos. En ese mismo sentido, el director de la consultora Utilities.Perú, César Gutiérrez, mencionó la gran dificultad ha sido encontrar a un consultor que conozca todas las energías renovables (eólica, geotérmica, solar y residuos sólidos). “Para qué complicarnos, si sólo hay proyectos para ejecutar en energía eólica y residuos sólidos, se debe contratar un consultor que vea estas dos fuentes de energía ya que no hay proyectos geotérmicos o solares en cartera”, afirmó. Indicó que el Osinergmin no tendría ninguna restricción para aplicar este esquema ya que se le ha encargado fijar tarifas máximas de energía renovables y bien podría realizar un primer proceso para eólicas y posteriormente para las otras energías. Además, Gutiérrez advirtió que si en esta segunda convocatoria no se selecciona a un consultor para la determinación de las primas, se retrasaría también la subasta de 500 megavatios (Mw) que debe lanzarse para lograr un cinco por ciento de participación de las energías eólicas en la demanda nacional. MEM modifica reglamento de licitaciones de suministro de electricidad para asegurar abastecimiento oportuno; Lima, mar. 31 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) dispuso hoy la modificación de los artículos 13° y 15° del Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad con el objetivo de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía eléctrica.
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La modificación al artículo 13° establece que cada postor podrá presentar más de una oferta con sus respectivos precios de acuerdo a lo que establezcan las bases. La garantía de ejecución de obras que presentarán los postores ganadores con proyectos hidroeléctricos es establecida por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) en cada licitación. Esta garantía tendrá como tope el equivalente al tres por ciento de la energía a suministrar durante el período contractual, valorizada al precio ponderado resultante de sus ofertas. Por su parte, la modificación al artículo 15° de dicho reglamento se refiere a la evaluación de ofertas y adjudicación de la buena pro. El MEM dispuso que la evaluación de ofertas y adjudicación de la buena pro deberán ser efectuadas en un solo acto público, según lo establezcan las bases. El Osinergmin, al aprobar las bases, incluirá el factor de descuento que se aplicará para efectos de la evaluación de las ofertas económicas correspondientes a proyectos hidroeléctricos, añadió. Dicho factor de descuento será el aprobado mediante resolución ministerial a propuesta de la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM, señala un decreto supremo publicado hoy. Además, los factores de descuento serán determinados considerando al menos el precio monómico a nivel de generación vigente, los costos eficientes de inversión y la tasa de actualización establecida. Asimismo, un período de operación comercial de 30 años, así como los costos de operación y mantenimiento, y el factor de descuento no deberá ser mayor a uno. El costo de inversión de la central hidroeléctrica considerará los costos de inversión del sistema de transmisión necesarios para la conexión de la central al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), precisó el MEM. Mencionó que este decreto supremo se da en el marco de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, publicada el 23 de julio del 2006, que estableció, entre otros aspectos, el régimen de licitaciones de suministro de electricidad y un nuevo marco legal para el desarrollo de la transmisión. Ello como medidas para asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía eléctrica. Asimismo, recordó que mediante Decreto Legislativo N° 1041, publicado el 26 de junio del 2008, se introdujo algunas modificaciones a la anterior ley, entre ellas una referida a las licitaciones de suministro de electricidad con el objeto de establecer la aplicación de un factor de descuento a las ofertas económicas correspondientes a proyectos hidroeléctricos. Igualmente, dispuso que los adjudicatarios con proyectos hidroeléctricos presentarán una garantía de ejecución de obras, la misma que será devuelta una vez que la nueva central entre en operación comercial. Además, para esta modificación del reglamento el MEM tomó en cuenta que los costos unitarios de inversión en una central hidroeléctrica son dependientes de las características propias de cada proyecto. MEM modifica reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas para impulsar inversiones reduciendo riesgos; Lima, abr. 01 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) dispuso hoy la modificación del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas con el objetivo de agilizar las inversiones, reduciendo los posibles riesgos que haya en el proceso. Señaló que el artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por el Decreto Supremo N° 009-93, contiene los criterios para la remuneración correspondiente a las instalaciones pertenecientes a los sistemas complementarios de transmisión. La referida norma dispone que los costos estándares que se empleen para determinar el monto de inversión de las instalaciones del plan de inversiones a ejecutarse durante los cuatro años siguientes al proceso regulatorio, serán los valores que se encuentren vigentes en la fecha de dicho proceso. El MEM explicó que ello representa un riesgo injustificado para los usuarios y para los agentes debido a que los costos en la fecha de construcción podrían haber variado significativamente respecto a los que estuvieron vigentes a la fecha del proceso regulatorio.
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“Entonces resulta coherente establecer que los costos estándares que se empleen para determinar el monto de inversión de las instalaciones del plan de inversiones a ejecutarse durante los cuatro años siguientes al proceso regulatorio serán los costos que se encuentren vigentes en la fecha de entrada de operación comercial de las respectivas instalaciones”, señala un decreto supremo publicado hoy. El presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac), César Butrón, destacó que esta modificación reducirá el riesgo de los inversionistas que ejecuten principalmente proyectos de líneas secundarias y complementarias de transmisión. “Cuando al inversionista se le otorga la buena pro, hasta que termine de construir una planta, varían mucho los precios de los insumos como del fierro o cobre, entonces esta norma reduce ese riesgo porque los costos se mantendrán hasta el inicio de la operación de una instalación eléctrica”, dijo a la agencia Andina. Esta modificación al reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas es más justa para el inversionista, le asigna precios más acordes con la realidad y reduce la incertidumbre, agregó. “Con ello los inversionistas podrían consignar al final menores precios como total de cada presupuesto y esto traería como consecuencia un menor impacto en las tarifas finales a los usuarios”, remarcó. Gepsa recibe concesión definitiva para desarrollar hidroeléctrica La Joya de 9.6 Mw; Lima, abr. 02 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión definitiva de generación con Recursos Energéticos Renovables a favor de Generadora de Energía del Perú (Gepsa) para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica La Joya, con una potencia instalada de 9.6 megavatios (Mw). Ello después de que el MEM calificó como fuerza mayor las razones invocadas por Gepsa para solicitar la modificación de su autorización previa que establecía un plazo de ejecución de obras que debía vencer en junio del presente año. Esta central estará ubicada en el distrito de La Joya, provincia y departamento de Arequipa. Igualmente, aprobó el contrato de concesión a suscribirse con Gepsa y autorizó al director general de Electricidad del MEM a suscribirlo a nombre del Estado. Cabe señalar que el 24 de noviembre del 2008 Gepsa solicitó la modificación de su autorización para la ejecución de la obra para lo que argumentó razones de fuerza mayor. Igualmente, solicitó la adecuación de su derecho de autorización al de una concesión definitiva de generación con Recursos Energéticos Renovables de acuerdo a la nueva normativa eléctrica. El MEM recordó que el 2 de mayo del 2008 se estableció que la generación hidráulica es calificada como Recurso Energético Renovable siempre que la capacidad instalada no sobrepase los 20 Mw. Igualmente, se incorporó el derecho eléctrico de concesión definitiva de generación con Recursos Energéticos Renovables con potencia instalada mayor de 500 kilovatios (Kw), cuando antes sólo se daba una autorización. Por ello tomando en consideración los cambios sufridos en la normativa eléctrica y la solicitud de Gepsa para adecuar su autorización a dichos cambios, la Dirección General de Electricidad (DGE) procedió a encauzar su solicitud de modificación de autorización a concesión eléctrica. Hidroeléctrica El Platanal estará lista en julio y desde octubre abastecerá al sistema con 220 Mw; Lima, abr. 02 (ANDINA).- La Compañía Eléctrica El Platanal (Celepsa) informó hoy que en julio próximo estarán concluidas las obras de construcción de la central hidroeléctrica El Platanal, ubicada en la provincia de Cañete, al sur de Lima, y a partir de octubre entraría en operación comercial. El gerente general de Celepsa, Pedro Lerner, indicó que de acuerdo al cronograma establecido con el Ministerio de Energía y Minas (MEM), el inicio de las operaciones comerciales estaba previsto para el 30 de marzo del 2010 pero esta fecha se ha adelantado.
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“Ahora estimamos que para julio próximo estén culminados los trabajos de construcción y a partir de octubre podamos iniciar las operaciones comerciales, para lo cual también nos encontramos trabajando en una cartera de clientes”, precisó. Este proyecto pondrá a disposición del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) un total de 220 megavatios (Mw) de energía, desarrollado en las provincias de Yauyos y Cañete (ambas en Lima), utilizando aguas del río Cañete. La energía será canalizada a través de la subestación de Chilca, y se podrá vender luego a Arequipa, entre otras ciudades, manifestó. En ese sentido, anotó que la central generará un promedio de 1.1 millones de Mw hora por año de energía limpia equivalente al consumo de electricidad de 200 mil hogares peruanos. “A la fecha los avances en las obras están en el orden de 85 por ciento, luego de que el inicio de los trabajos tuviera numerosos retrasos por diversas razones”, puntualizó. Lerner informó que la inversión actual asciende a 312 millones de dólares, monto superior en 50 por ciento a los estimados del proyecto original, que fueron de 210 millones. “Esta inversión es financiada en un 44 por ciento por los propios accionistas (Cementos Lima, Cemento Andino y Corporación Aceros Arequipa), mientras que el 56 por ciento restante corresponde a entidades financieras locales”, detalló. Precisó que el Banco de Crédito del Perú (BCP) otorgó un préstamo de 120 millones de dólares, mientras que el banco Scotiabank un crédito de 60 millones. En ambos casos, el financiamiento es a diez años, de los cuales tres años corresponden al desembolso, mientras que siete años al pago de la deuda, refirió. “La puesta en marcha de este gran proyecto hidroeléctrico contribuirá a incrementar el margen de reserva del sistema, reduciendo las probabilidades de racionamiento de electricidad a nivel nacional”, subrayó. ProInversión licitará proyecto “Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte Medio en 500 kV”; Lima, abr. 03 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) resolvió hoy encargar a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) la conducción del proceso de licitación necesario, hasta la adjudicación de la buena pro, para implementar el proyecto “Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro- Norte Medio en 500 kilovatios (kV)”. Cabe señalar que este procedimiento está incluido en el Plan Transitorio de Transmisión mediante la resolución ministerial N° 159. La Dirección General de Electricidad del MEM proporcionará a ProInversión la información que esta entidad considere pertinente a efectos de ejecutar el encargo y ambas instituciones efectuarán las coordinaciones necesarias para el debido cumplimiento de este proceso. El MEM refirió que mediante la resolución ministerial N° 159 publicada el 31 de marzo del 2009, fue incluido en el Plan Transitorio de Transmisión dicho proyecto. Además indicó que el 17 de mayo del 2007 se publicó el decreto supremo N° 027 que aprobó el reglamento de Transmisión , el cual faculta encargar a ProInversión el proceso de licitación para la concesión y construcción de instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión hasta la adjudicación de la buena pro. Ello de acuerdo con lo dispuesto con la Ley N° 28832 o Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, señala una resolución ministerial publicada hoy en la separata de normas legales del diario El Peruano MEM convoca ejecución de obras de electrificación rural por S/. 81 millones en Huánuco; Lima, abr. 06 (ANDINA).- Con el fin de dotar del servicio de energía eléctrica a diversas zonas del departamento de Huánuco, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) convocó, a través de la Dirección General de Electrificación Rural, la ejecución de nueve proyectos por 81 millones 458 mil 330 nuevos soles. Las obras forman el Grupo 1 del Plan de Estímulo Económico y se trata de los sistemas eléctricos rurales Huánuco-Eje Ambo II Etapa, Tingo María Circuito I-II Etapa, Huánuco-Eje Panao II Etapa, Tingo María Circuito II-II Etapa, Aucayacu II Etapa, Tingo María Circuitos III y IV.
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Igualmente, la Línea de Transmisión 60 kV Huallanca-La Unión y Subestaciones (Áncash y Huánuco), y los dos sistemas eléctricos rurales Huánuco-Eje Dos de Mayo III y IV Etapa, también en el departamento de Huánuco. La ejecución de estas obras representan 15 mil nuevas conexiones domiciliarias que beneficiarán a 462 localidades, donde habitan 76 mil personas de las zonas rurales del país. Las obras a ejecutarse comprenden la elaboración del expediente técnico, suministro y transporte de materiales y equipos, montaje electromecánico y obras civiles y su puesta en servicio. La ejecución de estos nueve proyectos forma parte del Plan de Estímulo Económico que desarrolla el Gobierno Central, el cual permitirá dar trabajo eventual a cientos de personas de la zona, además de activar la economía local y regional. Abastecimiento de electricidad está garantizado en meses que no registren lluvias; Lima, abr. 08 (ANDINA).- El abastecimiento de energía eléctrica para los meses de estiaje (falta de lluvias), que se iniciará en mayo, está garantizado gracias al funcionamiento de nuevas turbinas de generación termoeléctrica en cinco empresas, informó hoy el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac). El presidente del COES, César Butrón, indicó que durante los próximos meses se pondrá en marcha el funcionamiento de las turbinas de las empresas Kallpa Generación, Sudamericana de Fibras (ambos en Lima), Egasa, Egesur (ambos en Pisco) y Electroperú (en Trujillo). “Esta serie de ingresos nuevos nos permiten asegurar lo que tantas veces hemos dicho, hay suficiente capacidad para atender toda la demanda; pero cualquier imprevisto sí podría afectar el suministro.” Asimismo, indicó que para fin de año se espera el inicio de operaciones de la central hidroeléctrica El Platanal, que se ubica en la provincia de Cañete, al sur de la Región Lima, y que aportará 220 megavatios (Mw) al sistema eléctrico. Explicó que la reserva de energía eléctrica sigue siendo reducida, pero todavía es suficiente para atender la demanda del país sin ningún problema, a menos que se produzca una falla imprevista. “La reserva está entre seis y ocho por ciento, y va a seguir manteniéndose en esos niveles; aunque quizás vaya a subir un poco con estas nuevas instalaciones de generación y estará alrededor de 10 por ciento.” No obstante, mencionó que dichas reservas subirían hasta 12 o 14 por ciento a fines de año, después de que se reanude la temporada de lluvias para las centrales de generación hidroeléctrica. Asimismo, justificó el alza de tarifas eléctricas en seis por ciento que plantea el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), a partir del 1 de mayo, debido a que existen diversos factores que son “ineludibles”. “Esta escasa reserva que tenemos hace que se siga generando electricidad con petróleo, diesel y residual, y eso tiene que recogerse de alguna manera en la tarifa”, aseveró en Visión Económica de TV Perú. Además, indicó que la turbina que comenzará a operar Electroperú para garantizar el abastecimiento representa un costo adicional que debe ser aplicado en la tarifa que pagan los usuarios. “También se esperan altísimos costos para la época de estiaje, ya que, a pesar de que ha bajado el precio del petróleo, el diesel sigue siendo mucho más caro que las otras fuentes de generación eléctrica como el gas.” MEM invertirá S/. 81 millones en electrificación en Huánuco y beneficiará a 76 mil pobladores; Lima, abr. 11 (ANDINA).- Alrededor de 76 mil personas de 462 localidades del departamento de Huánuco se beneficiarán con los nueve proyectos de electrificación rural que se pondrán en marcha en julio próximo, en el marco del Plan de Estímulo Económico, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM).
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Indicó que la Dirección General de Electrificación Rural del MEM convocó la ejecución de estos nueve proyectos, que representan 15 mil nuevas conexiones, por un monto de 81 millones 458 mil 330 soles, con la finalidad de dotar de servicio eléctrico a estas zonas. Las obras conforman el grupo 01 del Plan de Estímulo Económico y se trata de la ejecución y puesta en servicio de los Sistemas Eléctricos Rurales Huanuco - Eje Ambo II Etapa, Tingo María Circuito I - II Etapa, Huanuco – Eje Panao II Etapa, Tingo María Circuito II – II Etapa, Aucayacu II Etapa, Tingo María Circuitos III y IV. Así como la Línea de Transmisión 60 kV Huallanca - La Unión y Subestaciones (Ancash y Huánuco) y los dos Sistemas Eléctricos Rurales Huanuco - Eje Dos de Mayo III y IV Etapa, también en la región Huanuco. La buena pro para estos proyectos se dará el 27 de mayo y las obras a ejecutarse comprenden la elaboración del expediente técnico, suministro y transporte de materiales y equipos, montaje electromecánico y obras civiles y su puesta en servicio. El MEM reiteró que la ejecución de estas nueve obras de Electrificacion rural forma parte del Plan de Estímulo Económico que desarrolla el gobierno, el cual permitirá dar trabajo a cientos de personas de la zona, además de activar la economía local y regional. Producción eléctrica aumentó 1.7% en marzo; Lima, abr. 14 (ANDINA).- En marzo la producción de energía eléctrica registró una aumento de 1.7 por ciento, respecto a similar mes del año 2008, alcanzando la cifra de 2,792 gigavatios hora (Gwh), informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Para el mes de abril se ha proyectado que la producción de energía ascienda a 2,697 Gwh, lo que representaría un crecimiento de 1.2 por ciento en promedio. Del total de energía generada en marzo último para satisfacer los requerimientos de diversos sectores, el 69 por ciento fue de origen hidráulico, el 27 por ciento con gas natural, el dos por ciento utilizó como fuente el diesel residual y el dos por ciento usó carbón. En marzo la producción de energía eléctrica por empresas fue liderada por Edegel con 835,797 Mwh, lo que significó un incremento de 8.2 por ciento en comparación con similar mes del año anterior. En segundo lugar se ubicó la empresa estatal Electroperú con 572,725 Mwh, representando un descenso de siete por ciento respecto a marzo del 2008. Le siguió Energía del Sur (Enersur) con 374,232 Mwh, cifra que reflejó una aumento de siete por ciento en relación a similar mes del 2008. En la producción de energía eléctrica por fuentes de energía, Electroperú lideró en la generación hidráulica con 23 por ciento (568 Gwh), seguido por Edegel con 19 por ciento (489 Gwh), Egenor con ocho por ciento (214 Gwh) y, en menor escala, Electroandes, Enersur y otras empresas. En la producción con gas natural, las empresas con mayor participación en el abastecimiento de la demanda eléctrica fueron Edegel con 14 por ciento (349 Gwh), Enersur con 11 por ciento (289 Gwh), y las demás empresas que acumularon, en total, el siete por ciento sobre el total nacional. En tanto, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en marzo del 2009 fue de 4,155 Mw (registrada el día 18 de marzo a las 19:15 horas), cifra que representa un incremento de dos por ciento respecto a la máxima demanda de similar período del año 2008. Los incrementos registrados respecto a la máxima demanda del mismo período de los años 2007, 2006 y 2005 fueron de 11.5, 24.0 y 33.7 por ciento, respectivamente. Por su parte, la venta de energía al cliente final en marzo último fue de 2,272 Gwh, un aumento de 0.7 por ciento respecto a la venta de igual período del año anterior. En relación al mes de marzo del 2007, se registró un aumento de 10.6 por ciento, y con respecto a los años 2006 y 2005 los incrementos fueron de 22.3 y 32.6 por ciento, respectivamente. La venta proyectada a cliente final para el mes de abril se calcula en 2,71 Gwh, según el MEM. Osinergmin aprueba incrementar entre 4.2 y 6.8% tarifas eléctricas; Lima, abr. 15 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) aprobó
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un incremento del orden de 4.2 a 6.8 por ciento para las tarifas eléctricas del sector residencial, mientras que para las industrias el aumento fluctúa entre 4.3 y 7.6 por ciento. Ello como parte del proceso de fijación de tarifas en barra que empezarán a regir a partir del primero de mayo, cuya norma fue publicada hoy. En este proceso se han considerado la propuesta de las empresas eléctricas, las observaciones y opiniones de los consumidores y personas interesadas, así como un exhaustivo análisis tarifario basado en informes técnicos y legales que lo sustentan en aplicación del marco regulatorio vigente. Así mismo, se ha considerado lo dispuesto en los Decretos Legislativos y de Urgencia, emitidos recientemente para asegurar el abastecimiento energético. Sin embargo, el Osinergmin indicó que en las próximas semanas se realizarán nuevos cálculos regulatorios para incorporar en el precio de las tarifas en barra los resultados de los precios de las licitaciones que han acordado generadores y distribuidores. También se debe incorporar otros factores como parte del proceso de regulación de las distribuidoras eléctricas. En ese sentido, el Osinergmin indicó que no se debe considerar el incremento de estas tarifas en barra como el aumento que deben pagar los consumidores. “Es necesario aclarar que el proceso tarifario aún no está concluido por lo que las nuevas tarifas eléctricas recién se establecerán a fines de abril de 2009, las cuales se darán a conocer próximamente”, manifestó. Tarifas eléctricas para usuario residencial sólo subirán S/. 0.70 en promedio, afirma MEM; Lima, abr. 16 (ANDINA).- Las tarifas eléctricas para el usuario residencial subirán 0.70 nuevos soles en promedio con el último reajuste aprobado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), indicó hoy el viceministro de Energía, Daniel Cámac. “Para un usuario residencial que consume por ejemplo 30 kilowatios hora que normalmente pague 15 soles por el suministro eléctrico, el reajuste tarifario podría significar un aumento de aproximadamente 0.70 soles”, manifestó a la agencia Andina. En la víspera, Osinergmin aprobó un incremento del orden de 4.2 a 6.8 por ciento para las tarifas eléctricas del sector residencial, mientras que para las industrias el aumento fluctúa entre 4.3 y 7.6 por ciento. Ello como parte del proceso de fijación de tarifas en barra que empezarán a regir a partir del primero de mayo. El viceministro recalcó que el próximo incremento de tarifas eléctricas no constituye un tarifazo eléctrico, sino más bien un sinceramiento de precios, porque de no hacerlo los costos en el mercado spot hubieran reflejado ahora precios del orden de 250 dólares por megavatio hora. “Los niveles de precios que Osinergmin ha estado utilizando en sus procesos de licitación (con que se elabora la tarifa final), ya reconocían el costo real de producción, y este ha subido en estos años por la menor disponibilidad de agua que tenemos en el sistema”, apuntó. Indicó que esta último incremento de precios realizada por el ente supervisor es un precio similar a los que ya se han estado dando en el mercado. “Al final, todo el esquema de precios que tenemos es consecuencia de cuánto nos cuesta producir la electricidad, además desde el año pasado se han estado reflejando estos costos, y lo que ha aprobado el Osinergmin es sólo una confirmación del procedimiento, no puede ser diferente”, dijo. MEM beneficiará a unos 160 mil pobladores del VRAE con proyectos de electrificación; Lima, abr. 22 (ANDINA).- Entre los años 2007 y 2010, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) invertirá 104.6 millones de nuevos soles en la ejecución de trece proyectos de electrificación rural en beneficio de unos 160 mil pobladores del Valle de los Ríos Apurímac y Ene (VRAE), informó el titular del sector, Pedro Sánchez.
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Precisó que de este paquete, cuatro ya han sido concluidos, tres están en ejecución y los otros seis se iniciarán en breve. Se trata de la mayor inversión que realiza un sector del Estado en la zona. El titular del MEM dijo que estas obras forman parte del Programa de Desarrollo del VRAE, el mismo que contempla reforzar la presencia del Estado en estas zonas de extrema pobreza. Entre los proyectos que están ejecutándose en Ayacucho se encuentra la Línea de Transmisión en 66 kV Ayacucho – San Francisco, que cuenta con una inversión de 18 millones de soles. Asimismo, se está construyendo el Pequeño Sistema Eléctrico San Francisco II y III Etapa con una inversión de 24 millones de nuevos soles y beneficiará a 48 mil habitantes. Entre las obras concluidas se encuentra el proyecto de electrificación Chungi, Anco y Luis Carranza, en Ayacucho, que tuvo una inversión de 6.2 millones de soles, que ha permitido electrificar 40 localidades y beneficiar a una población de 11 mil habitantes. Ya se entregó también el Pequeño Sistema Eléctrico (PSE) Satipo IV Etapa Ramal 1 – Sector Pangoa y el Pequeño Sistema Eléctrico Satipo IV Etapa Ramal 2 – Sector Cuencas, así como el proyecto de electrificación de la provincia de Tayacaja, en Huancavelica. De los trece proyectos en el VRAE, seis se iniciarán en breve entre las que se encuentra la obra de electrificación de seis localidades del distrito de Acraquia, el PSE San Francisco IV Etapa con una inversión de 14.4 millones para electrificar 134 localidades. También están en proceso el Sistema de Electrificación Rural (SER) Cobriza IV Etapa, el PSE Chungi y el SER de los distritos de Mazamari, Río Tambo y Pichari. MEM amplía hasta el 2011 plazo para que Egecusco opere hidroeléctrica Pucará; Lima, abr. 22 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aprobó hoy modificar el contrato de concesión otorgado a Egecusco a fin de ampliar hasta el 2011 el plazo de ejecución de obras para la puesta en servicio de la central hidroeléctrica Pucará en el Cusco. De acuerdo al calendario inicial, las obras se iniciarían el 30 de setiembre del 2007 y la puesta en servicio de la central sería el 30 de noviembre del 2010. Sin embargo, Egecusco amparando en razones de fuerza mayor solicitó la modificación del contrato a fin de prorrogar el plazo de manera que el inicio de obras se realice a partir del 1 de octubre del 2008 y la puesta en servicio el 31 de julio del 2011. El MEM ha dispuesto aprobar dicha modificación considerando que la solicitud cumple con los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas. La central hidroeléctrica de Pucará aprovechará los recursos hídricos de los ríos Urubamba, Salca y Acco, y tendrá una capacidad instalada de 130 Megavatios. MEM estima inversión de US$ 2,000 millones en proyectos energéticos hasta el 2010; Lima, abr. 24 (ANDINA).- Las inversiones estimadas para los años 2009 y 2010 en proyectos de generación, transmisión y distribución eléctrica sumarían 2,000 millones de dólares, por parte del sector privado y público, informó hoy el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. Las inversiones en generación, distribución y transmisión proyectadas para el año 2009 suman aproximadamente 898.3 millones de dólares, mientras que en el año 2010 se calcula aproximadamente en 1,106.9 millones Solamente las inversiones para el 2009 de las empresas de generación públicas suman 83 millones de dólares, mientras que las empresas de generación privada suman aproximadamente 448.5 millones de dólares. Entre las empresas de generación que planean invertir durante estos dos años se encuentran: Empresa de Generación Eléctrica Cheves, Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu (Egemsa), Shougang Generación Eléctrica (Shougesa), Kallpa Generación , Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (Egasa ), Compañía Eléctrica El Platanal , Peruana de Energía , Duke Energy International Egenor y Edegel. Al respecto, el ministro indicó que la política energética actual se traduce en garantizar el abastecimiento energético y darle seguridad a todos los peruanos en esta materia, además de impulsar el uso productivo y eficiente de la energía.
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Asimismo, dijo que su despacho ha tomado medidas para ampliar la cobertura energética, así como diversificar la matriz y promover el uso de las fuentes renovables. La finalidad de la aplicación de estas políticas es contribuir al crecimiento económico sostenible minimizando el impacto ambiental. Compañía Energética Veracruz realizará estudios de factibilidad de central hidroeléctrica de 730 Mw; Lima, abr. 25 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la Compañía Energética Veracruz para desarrollar los estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Vera Cruz que tendrá una capacidad de 730 Megavatios (Mw). Los estudios se realizarán en los distritos de Cujillo, La Ramada, Pión, Chimbán, Choropampa, Cortegana, Chumuch, Yamón, Lonya Grande, Camporredondo, Providencia, Ocumal y Pisuquia, ubicadas en las provincias de Cutervo, Chota, Celendín, Luya y Utcubamba, en los departamentos de Cajamarca y Amazonas. Según una resolución ministerial del MEM publicada hoy, los estudios se realizarán por un plazo de 24 meses contados a partir de la vigencia de la norma. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo para la realización de los estudio, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad del MEM ejecutará la garantía otorgada. ProInversión realizará licitación de proyecto para reforzar interconexión eléctrica en centro del Perú; Lima, abr. 25 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) encargó hoy a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) la realización de un proceso de licitación para adjudicar la buena pro del proyecto “Refuerzo de la Interconexión Centro-Sur Medio-Sur en 500 Kilovatios (kV)”. Dicho proyecto consiste en la ampliación y reforzamiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) con una Línea de Transmisión en 500 kV entre las subestaciones Chilca 500 kV y Caravelí 500 kV, y una subestación transformadora intermedia en Marcona. Además se debe ampliar las subestaciones indicadas y los enlaces con la subestación Marcona existente en 220 kV y otras instalaciones complementarias. Según una resolución ministerial del MEM, publicada hoy, la Dirección General de Electricidad (DGE) proporcionará a ProInversión la información que esta entidad considere pertinente a efectos de ejecutar el encargo mencionado anteriormente. Mientras que ProInversión efectuará las coordinaciones necesarias con la DGE para el debido cumplimiento de lo establecido en el Reglamento de Transmisión Eléctrica. El MEM indicó que a la fecha han sido determinadas nuevas necesidades de refuerzo y ampliación del SEIN, en razón de proyectos de generación y demanda cuya puesta en operación comercial debe coincidir con la disponibilidad de una suficiente capacidad de transmisión que permita inyectar al SEIN la mayor producción de energía y atender el incremento de la demanda. Mineras financiarán con S/. 1.5 millones estudios de electrificación en Cajamarca; Cajamarca, abr. 26 (ANDINA).- Las empresas mineras Lumina Cooper y Yanacocha financiarán con un monto aproximado de un millón 500 mil nuevos soles la elaboración y supervisión de los estudios para la ejecución de proyectos de electrificación rural en el distrito de La Encañada y en la provincia de Celendín, del departamento de Cajamarca. Dicho compromiso fue asumido por ambas instituciones tras la suscripción de un convenio con el Ministerio de Energía y Minas (MEM).
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El viceministro de Energía, Daniel Cámac, suscribió el documento en representación del MEM junto con los representantes de las mineras Lumina Cooper y Yanacocha, así como con las autoridades del gobierno regional de Cajamarca y de la Asociación Los Andes de Cajamarca (ALAC). Según el convenio, Lumina Copper financiará los proyectos hasta por un millón de soles y la supervisión de los proyectos por un monto máximo de cien mil soles. Por otro lado, ALAC gestionará la elaboración y supervisión de los estudios por un monto aproximado de 372 mil nuevos soles, que corresponden al fideicomiso de los Fondos Mineros Local y Regional de la Minera Yanacocha S.R.L. Las obras beneficiarán a los pobladores de los distritos cajamarquinos de La Encañada, Huasmín, Sorochuco, Sucre, Jorge Chávez y Oxamarca, ubicados en el área de influencia de ambas empresas. Luz del Sur invertirá más de US$ 300 millones en distribución eléctrica en próximos tres años; Lima, abr. 30 (ANDINA).- La compañía de distribución de energía eléctrica Luz del Sur invertirá más de 300 millones de dólares en los próximos tres años a fin de mejorar la distribución de electricidad a nivel nacional, afirmó hoy su gerente general, Mile Cacic. "Como Luz del Sur, seguimos adelante con nuestros planes de inversión que son realmente importantes.” Precisó que este monto se ejecutará en obras de ampliación de la red y también en desarrollo de infraestructura, a fin de que la energía eléctrica llegue a más familias peruanas. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) proyectó recientemente que las inversiones públicas y privadas en proyectos de empresas relacionados con la generación, transmisión y distribución eléctrica superarán los 898 millones de dólares durante 2009. En el caso de las distribuidoras privadas, el MEM indicó que se espera que inviertan aproximadamente 141.94 millones de dólares sólo este año. El gerente de Luz del Sur participó hoy en la reunión que sostuvo el Jefe del Estado, Alan García; con el presidente de la empresa estadounidense Ashmore Energy International (AEI), Brent de Jones, en Palacio de Gobierno. “La visita ha sido la presentación formal del presidente de Ashmore Energy International con el presidente García”, puntualizó Cacic. Ashmore Energy International tiene el control de Luz del Sur y también de la empresa Cálidda, Gas Natural de Perú, que posee la concesión de distribución del gas natural de Camisea en Lima y Callao. Además, a través de su subsidiaria Fénix Power construirá una central a gas natural de 538 megavatios (Mw) en Chilca, al sur de Lima, continuando las obras que inició Egechilca en enero del año pasado. Gobierno dicta medidas para asegurar suministro eléctrico en zonas urbanas o urbano-marginales; Lima, may. 07 (ANDINA).- El Poder Ejecutivo público hoy un Decreto de Urgencia que dicta una serie de medidas de carácter económico y financiero para asegurar el suministro eléctrico en las zonas urbanas o urbano – marginales y permitir la ejecución de obras de electrificación a nivel nacional. La norma autoriza excepcionalmente al Ministerio de Energía y Minas (MEM), durante el período 2009 – 2011, a ejecutar y/o financiar obras de electrificación dentro de las zonas de concesión de las empresas de distribución eléctrica, siempre que las poblaciones hayan solicitado el servicio eléctrico y no hayan sido atendidos en un año. Para la ejecución y/o financiamiento de estas obras de electrificación, el pliego del MEM, en el período 2009 – 2011, sólo podrá destinar un monto total de hasta 100 millones de nuevos soles con cargo a los recursos destinados al financiamiento del Decreto Legislativo N° 1001, que regula la inversión en Sistemas Eléctricos Rurales (SER).
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Asimismo, quedó establecido que el financiamiento para la ejecución de las obras en los años fiscales 2010 y 2011, debe ser priorizado por el pliego del MEM en la programación y formulación del presupuesto de apertura del año respectivo, según corresponda. También suspende hasta el 31 de diciembre del 2011, la aplicación los primeros dos artículos del Decreto Legislativo N° 1001, así como de las demás disposiciones legales que se opongan al Decreto de Urgencia publicado hoy por el Poder Ejecutivo. Finalmente, la norma dispone que a los sistemas eléctricos que califiquen como Sistemas Eléctricos Rurales (SER) les será de aplicación lo establecido en la Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento. Y a los sistemas que no califiquen como SER les será de aplicación lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. El MEM ha identificado 22 proyectos de electrificación cuya ejecución se estima en 67 millones 858,900 nuevos soles que beneficiarían a la población ubicada en zonas urbanas o urbano rurales que no cuenten con el servicio público de electricidad y que necesitan ser atendidas prioritariamente. “Por eso no deberá ser la distinción de zonas urbanas o urbano – rurales un hecho que impida la ejecución de las obras de electrificación identificadas por el MEM”, sustentó el Poder Ejecutivo. Chancadora Centauro realizará estudios de factibilidad de central hidroeléctrica de 372 Mw en Huánuco; Lima, may. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a Chancadora Centauro una concesión temporal para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Huallaga, con una potencia instalada estimada de 372 megavatios (Mw). Dichos estudios se realizarán en los distritos de Chinchao y Chaglla, provincias de Huánuco y Pachitea, departamento de Huánuco. Según una resolución ministerial del MEM publicada hoy, los estudios se realizarán por un plazo de 24 meses contados a partir de mañana (9 de mayo). El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo para la realización de los estudio, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad del MEM ejecutará la garantía otorgada. Electro Oriente recibe concesión para construir hidroeléctrica Naranjos II en San Martín; Lima, may. 19 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables a favor de la empresa Electro Oriente para desarrollar la actividad de generación eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Naranjos II. La central hidroeléctrica, que tendrá una potencia instalada de 6.4 megavatios (Mw), estará ubicada en el distrito de Pardo Miguel, de la provincia de Rioja, del departamento de San Martín. Mediante una resolución ministerial del MEM, se otorga a Electro Oriente un plazo de 20 meses para la puesta en operación comercial de la referida central hidroeléctrica. Igualmente, autorizó al director general de Electricidad del MEM a suscribir el correspondiente contrato de concesión. Más de 131 mil pobladores de ocho regiones se beneficiarán con obras de electrificación por S/. 126 millones; Lima, may. 20 (ANDINA).- Más de 131 mil pobladores de ocho departamentos del país se beneficiarán con las obras de mejoramiento y ampliación de redes de electrificación rural, que cuentan con un financiamiento superior a los 126 millones 633 mil soles, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM).
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Dichos proyectos, que permitirán mejorar los niveles de vida de la población, se concretarán gracias a la suscripción de 19 convenios entre el MEM, las municipalidades, las empresas y los gobiernos regionales. El mejoramiento de las redes permitirá electrificar a más de 426 localidades de los departamentos de Cajamarca, Lambayeque, Huánuco, Moquegua, Loreto, San Martín, Ancash y Puno e iluminar a más de 131 mil peruanos. La firma de los convenios lo realizó el viceministro de Energía, Daniel Cámac, en representación del MEM, y los funcionarios de las empresas Electro Sur, Electro Oriente y las municipalidades de San Andrés de Cutervo (Cajamarca), Olmos y Pimentel (Lambayeque), Cáhuac (Huánuco), La Esperanza y el gobierno regional de San Martín, entre otras. La Dirección General de Electrificación Rural del MEM es la responsable de hacer el seguimiento respectivo a dichos proyectos que en su totalidad cuentan con un financiamiento de más de 126 millones 633 mil soles para su ejecución. Con estas nuevas obras que se iniciarán en breve, el Ministerio de Energía y Minas elevará la cobertura de electrificación rural en los diversos departamentos del país. En breve, el MEM firmará otros ocho convenios para ejecutar diversas obras en otros puntos del país. MEM otorgó nueve concesiones definitivas para generación y transmisión de energía; Lima, may. 23 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que durante el 2009 otorgó un total de nueve concesiones definitivas de energía eléctrica, de las cuales cinco corresponden a la actividad de generación con recursos energéticos renovables y las cuatro restantes son para actividad de transmisión. Las concesiones definitivas de generación estarán a cargo de empresas como Central Hidroeléctrica Santa Cruz, Duke Energy y Generadora de Energía del Perú. Las concesiones definitivas de transmisión están a cargo de la Compañía Minera Miski Mayo, la Empresa Administradora Chungar, Red de Energía del Perú S.A. (REP) y la empresa Electricidad Andina. Asimismo, el MEM otorgó otras once concesiones temporales para realizar estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica con centrales hidroeléctricas, las cuales suman alrededor de 3,178 megawatios (MW) como potencia instalada estimada. También se otorgaron otras quince concesiones temporales para realizar estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica con centrales eólicas, las cuales suman en total más de 2,540 MW como potencia instalada estimada. Adicionalmente, se otorgaron tres concesiones temporales para realizar estudios relacionados con la actividad de transmisión de energía eléctrica. El MEM destacó que estos proyectos aseguran el suministro eléctrico de los peruanos para los próximos años. Producción eléctrica aumentó 1% en abril debido a mayor participación de hidroeléctricas; Lima, may. 24 (ANDINA).- La producción mensual del mercado eléctrico registró un incremento del uno por ciento en abril de este año, con respecto al mismo mes del año pasado, debido a la mayor participación de las centrales hidroeléctricas, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Según el reporte de la Dirección General de Electricidad del MEM, en abril de este año se han producido 2,537 gigavatios hora (GWh). El aumento del uno por ciento en la producción del mercado eléctrico se debe a la mayor participación de empresas como Edegel, ElectroAndes (que opera SN Power Perú), Electroperú y San Gabán, entre otras. Según el reporte, la producción de Edegel creció siete por ciento más que la correspondiente al mes de abril de 2008. Cabe señalar que Edegel opera las centrales hidroeléctricas de Huinco, Matucana, Callahuanca, Moyopampa, Huampaní y Yanango, aunque también tiene las centrales termoeléctricas de Santa Rosa y Ventanilla.
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Mientras que las centrales hidroeléctricas de ElectroAndes generó 13 por ciento más que el periodo anterior, mientras que Enersur y Duke Energy generaron 14 por ciento menos que el mismo periodo del año pasado, respectivamente. El MEM indicó que en la producción en abril de este año por fuente de energía respecto a abril 2008, se registró que la energía en base a gas natural fue 2.7 por ciento mayor, con diesel – residual se incrementó 128.7 por ciento, con carbón aumentó 56.2 por ciento y la generación hidroeléctrica disminuyó 1.1 por ciento. Del total de energía generada (2,537 GWh), el 71.1 por ciento provino de las centrales hidroeléctricas, mientras el 25.5 por ciento fue generada por aquellas que trabajan con gas natural, el 0.9 por ciento de centrales a carbón y finalmente el 2.3 por ciento provino de centrales a diesel. MEM destina S/. 200 millones a obras de electrificación rural para Puno; Lima, may. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha destinado un monto de 200 millones de nuevos soles para la ejecución de obras de electrificación rural en la región de Puno entre los años 2006 – 2011, informó hoy el titular del sector, Pedro Sánchez. Con esta inversión, el MEM podrá brindar el servicio de electrificación en 1,289 localidades de ese departamento, beneficiando a más de 295 mil habitantes. “El crecimiento del servicio eléctrico en esta región todavía tiene mucha perspectiva que debe ser impulsada desde el Estado”, declaró. Los representantes de las empresas Came Contratistas Generales y Electropuno suscribieron hoy el contrato para la construcción de la línea de transmisión en 60 kilovatios (Kv) Azángaro - San Antonio de Putina – Huancané – Moho - Ananea, en el departamento de Puno. En esta actividad, realizada en Palacio de Gobierno, participaron el presidente de la República, Alan García, el ministro, y el director ejecutivo del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe), Martín Sifuentes. El proyecto, que forma parte del Programa de Electrificación Rural, contempla una inversión superior a diez millones de dólares, la cual se ejecutará en 420 días. “La firma del contrato de esta línea de transmisión es la continuación de un programa de electrificación de largo plazo, que en el caso de Puno se inició en el primer gobierno del presidente Alan García”, dijo Sánchez. Precisó que en los próximos 18 meses esta línea entrará en servicio, mientras que paralelamente se continuarán ejecutando otras obras de electrificación en la región. “La región Puno se caracteriza por una dinámica no solamente de llevar electricidad para uso doméstico, sino también de ir acompañada por varios procesos productivos como el desarrollo de la minería y otras actividades”, subrayó. MEM aprueba transferencia de concesión de hidroeléctrica Yanango a favor de Chinango; Lima, may. 29 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aprobó hoy que Edegel transfiera la concesión definitiva de la central hidroeléctrica Yanango, a favor de la empresa Chinango, para desarrollar actividades de generación eléctrica. A partir del 31 de mayo de este año, Chinango será titular de dicha concesión y asumirá todos los derechos y obligaciones que aparecen en el contrato de concesión. El 21 de enero último, Edegel solicitó a la Dirección General de Electricidad del MEM la transferencia de dicha concesión. La central hidroeléctrica Yanango se ubica a 280 km al noreste de la ciudad de Lima, aprovecha las aguas del río Tarma y su potencia instalada es de 42.5 Megavatios. El MEM también aprobó la transferencia de la concesión definitiva a favor de Chinango para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica en las líneas de 220 Kv SE Chimay-SE Yanango y SE Yanango-SE Pachachaca. MEM y COES coordinaron medidas para asegurar abastecimiento de energía eléctrica en corto plazo; Lima, may. 31 (ANDINA).- El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) y el Ministerio de Energía y Minas (MEM) han coordinado una
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serie de medidas para asegurar el abastecimiento de electricidad en el país en el corto plazo y muchas de ellas ya están siendo ejecutadas, informó hoy el presidente del COES, César Butrón. Agregó que entre las acciones está que el MEM ha encargado la compra de lámparas ahorradoras que se van a instalar este año en varias ciudades del país para disminuir el consumo diario. “Aunque las ampliaciones del gasoducto (de Camisea) se retrasen (para abastecer a las generadoras termoeléctricas), la situación de corto plazo está controlada”, detalló Butrón luego de indicar que por efecto la crisis financiera la demanda se ha reducido, por lo que el país tendrá mayores reservas de lo esperado. En ese sentido, descartó que el país atraviese, actualmente, una situación crítica en cuanto al suministro de energía. El especialista aseguró que no habrá racionamiento de energía, aunque la reserva de energía sigue siendo pequeña. Además dijo que las centrales de emergencia están en plena construcción según los plazos previstos por lo que se puede asegurar que habrá suministro continuo. Finalmente, el presidente del COES detalló que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) desarrolló un estudio que analiza temas de mediano y largo plazo. “El tema central del estudio es lo que va a pasar en el largo de plazo. Está diciendo lo que todos sabemos”, indicó. Planes de contingencia evitarán desabastecimiento eléctrico en el país, asegura MEM; Lima, jun. 02 (ANDINA).- El viceministro de Energía, Daniel Càmac, afirmó hoy que los planes de contingencia tomados tanto por el gobierno como por Transportadora de Gas del Perú (TGP) evitarán que la población quede desabastecida de energía eléctrica, ante la toma del ducto que transporta el gas de Camisea por parte de las comunidades nativas. “Lo importante es retomar el orden en esas áreas para evitar riesgo. Por ello existe un control supervisado y un plan de contingencia que tienen por objetivo evitar el desabastecimiento eléctrico”, refirió. Sostuvo que además existen otros mecanismos de contingencia superiores en la medida que los problemas en la zona afectada se agraven, pero confía en que se llegue a un buen acuerdo. En caso contrario, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac), dentro de sus procedimientos operativos, cuenta con un stock de reserva de combustible que puede ser utilizado en ocasiones como ésta, de tal forma que el consumidor final sea el último en afectarse, precisó. Agregó que actualmente existe una reserva aproximada de 15 por ciento de máquinas que están a la expectativa de entrar en operaciones en situaciones de emergencia. No obstante, comentó que ante un probable recrudecimiento en la toma del ducto, es posible que se produzca un racionamiento eléctrico, pero no en niveles dramáticos. Por otro lado, manifestó siguen las conversaciones entre el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y Perú LNG para modificar el contrato de exportación de gas natural licuado (GNL), proyecto conocido como Camisea II, y que permitiría liberar parte del hidrocarburo comprometido a la exportación para usarlo en el mercado interno. “Es un trabajo que no se resuelve de inmediato. Lógicamente existen muchos elementos en juego que deben ser sopesados. Ya hemos definido varios esquemas de posibles soluciones y esperamos tener noticias positivas a fines de este mes”, apuntó. Càmac agregó que existe la disposición de encontrar la solución al tema, pero ello podría llegar para el abastecimiento eléctrico del año 2012 hacia delante. “Nuestras necesidades de generación eléctrica para los años 2010 y 2011 están entre los 160 millones y 180 millones de pies cúbicos diarios”, declaró a Visión Económica de TV Perú. También comentó que la reducción de las tarifas eléctricas obedece a cierto equilibrio surgido entre los elementos que forman parte de la fórmula de actualización, en algunos casos los
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precios de los combustibles y en otros los precios del aluminio y el acero, utilizados en infraestructura eléctrica, y consideró que las tarifas están llegando a un punto de equilibrio. De otro lado, afirmó que los recursos del Fondo para la Estabilización del Precio de los Combustibles Derivados del Petróleo se han reducido debido a las últimas alzas del precio internacional del petróleo. “No obstante, contamos con 240 millones de nuevos soles que podrán ser activados para la compensación. Además, se tuvo que ajustar las bandas y los factores de compensación. Semanalmente se destinan 3.3 millones de soles a la compensación por lo que creemos que el fondo puede durar más de un año”, subrayó. Abastecimiento de energía eléctrica está asegurado para próximos años, afirma Osinergmin; Lima, jun. 03 (ANDINA).- El abastecimiento de gas natural y electricidad para el mercado interno están asegurados para los próximos años ya que el gobierno está tomando las medidas necesarias en ese sentido, afirmó hoy el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). “Hasta el 2010 la situación es bastante buena gracias a las medidas que se han tomado, a partir del 2011 se necesitará que hayan mayores reservas y está en curso una ampliación mayor del ducto de Camisea que se va a dar a fin de año, y con eso tendríamos un futuro mucho más estable”, señaló el presidente del Osinergmin, Alfredo Dammert. Cabe indicar que el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES Sinac) informó que, junto al Ministerio de Energía y Minas (MEM), ha coordinado una serie de medidas para asegurar el abastecimiento de electricidad en el país en el corto plazo y muchas de ellas ya están siendo ejecutadas. Entre estas acciones, el MEM ha encargado la compra de lámparas ahorradoras que se van a instalar este año en varias ciudades del país para disminuir el consumo diario. “Gracias a estas medidas el abastecimiento de electricidad será mucho mejor de lo previsto, además hay que considerar que ayudará el menor ritmo que tendrá la economía peruana por la crisis financiera internacional”, comentó a Visión Económica de TV Perú. No obstante, indicó que las autoridades deben preocuparse por seguir implementando medidas adicionales desde el 2011 para que las reservas de energía eléctrica no lleguen a tener márgenes relativamente estrechos. “En estos momentos, que es un período donde deja de llover, se estima que las reservas estarían en el orden de 15 por ciento, y en algunos momentos podría ser menos, pero es un tema manejable”, señaló. Dammert se mostró en contra de la decisión de la Comisión de Energía y Minas del Congreso de la República de designar un grupo de trabajo para revisar los contratos suscritos por el Estado para la explotación y exportación del gas natural de Camisea y verificar si está en riesgo el abastecimiento del carburante para el país a mediano y largo plazo. “Hay contratos firmados y Perú es un país donde éstos se cumplen, además entiendo que el Poder Ejecutivo está preocupado en ver si los exportadores de gas llegan a un acuerdo temporal en el caso que sea necesario algo más de gas para el abastecimiento interno”, precisó. Remarcó también que en los próximos 15 días la empresa Pluspetrol entregará el informe de la auditoría de reservas de gas que existen en los lotes 56 y 88 de Camisea, que confirmaría los 14 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural. MEM destinará S/. 290 millones a obras de electrificación rural que beneficiará a 280 mil habitantes; Lima, jun. 06 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene en cartera 42 obras de electrificación, cuya inversión total asciende a cerca de 290 millones de soles, las cuales beneficiarán a 280 mil habitantes de doce regiones del país, señaló hoy el director general de Electrificación Rural, Fernando Rossinelli. Precisó que las regiones del país que se verán beneficiadas son Amazonas, Ancash, Ayacucho, Cajamarca, Huancavelica, Huánuco, Lambayeque, La Libertad, Junín, Pasco, Piura y San Martín.
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Indicó que esta inversión forma parte del Plan de Estímulo Económico que desarrolla el gobierno y que el MEM viene ejecutando en las regiones a través de la Dirección de Electrificación Rural. Entre las obras que están próximas a iniciarse se encuentran los nueve proyectos del primer grupo por un monto de 86 millones de soles, que se desarrollarán en la región de Huánuco, mientras hay otros 11 proyectos del segundo grupo que cuentan con una inversión de 39 millones de soles. Añadió que el tercer grupo de 11 proyectos se encuentra en pleno proceso de licitación por un monto de inversión de 93 millones de soles. Asimismo informó que entre julio y agosto de este año, el MEM licitará el cuarto paquete de obras de electrificación rural por un monto de 70 millones de soles. El funcionario destacó que las obras a ejecutarse activarán la economía local y regional ya que permitirán dar trabajo directo como indirecto a los pobladores de estas regiones. Los proyectos comprenden la elaboración del expediente técnico, suministro y transporte de materiales y equipos, montaje electromecánico y obras civiles, y su puesta en servicio. Próxima semana Perú será sede de Simposio de las Américas sobre Energía y Clima; Lima, jun. 12 (ANDINA).- Los días 15 y 16 de junio Lima será sede del primer “Simposio de las Américas sobre Energía y Clima” que contará con la participación de los ministros de Energía de la región que formarán parte de las 24 delegaciones que arribarán al país para abordar diversos temas del sector, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, señaló que esta reunión constituye un primer paso para promover el fortalecimiento de la cooperación desde una perspectiva hemisférica sobre temas como la seguridad y eficiencia energética, las energías renovables, el mejoramiento de la infraestructura energética, las tecnologías limpias y la energía como instrumento para luchar contra la pobreza. Dijo además que el simposio servirá de plataforma para que los ministros de Energía de las Américas aborden los temas energéticos claves que afronta la región y resalten las experiencias en cada país en el sector energía a fin de establecer una agenda de cooperación energética hemisférica a través del desarrollo de iniciativas regionales. Entre los ponentes que formarán parte del simposio están los ministros de Energía de Ecuador, Alecksey Mosquera, de Chile, Marcelo Tokman, de Colombia, Hernán Martínez, así como el jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Leandro Alves. También se contará con la participación del secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Carlos Flórez, el secretario general de la Organización de Estados Americanos (OEA), José Miguel Insulza, entre otros. Esta reunión tiene como antecedente la iniciativa Alianza de las Américas para la Energía y Clima anunciada por el presidente de Estados Unidos, Barack Obama, durante la Cumbre de las Américas desarrollada en abril en Trinidad y Tobago, donde el tema de energía ocupó un espacio muy importante. En ese sentido, el gobierno peruano a través del MEM respalda esta iniciativa y colabora con el Instituto de las Américas, con la OLADE y los gobiernos de Canadá y Estados Unidos para organizar este primer simposio. MEM y Consorcio Transmantaro acuerdan ampliar capacidad de transporte de electricidad al sur de Perú; Lima, jun. 12 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que hoy suscribió una adenda al contrato de concesión con el Consorcio Transmantaro, que permitirá ampliar la capacidad de transmisión de la línea Mantaro-Socabaya, con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda eléctrica en el sur del país. Suscribieron dicha adenda el viceministro de Energía, Daniel Cámac; y el gerente general del Consorcio Transmantaro, Carlos Ariel Naranjo, con lo que se ampliará la transmisión en 505 megavoltios amperes (MVA), lo que beneficiará a más peruanos.
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El Consorcio Transmantaro invertirá en este proyecto aproximadamente 93 millones de dólares en los 22 meses que tomará la construcción, y luego de este reforzamiento prestará el servicio de transmisión de electricidad. Entre las obras que forman parte de esta adenda se encuentran la ampliación de la Compensación Serie en la subestación Cotaruse, la instalación de dos reactores de 50 MVA reactivos (MVAR) en la subestación Cotaruse, y la instalación de compensación automática de tensión (SVC) de -300/+100 MVAR en la subestación Socabaya. También se contempla el reforzamiento de la línea de transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya, lo cual mejora la confiabilidad ante descargas atmosféricas. El MEM recordó que en 1998 el Consorcio Transmantaro suscribió con el Estado peruano un Contrato BOOT (construye, posee, opera y transfiere) para el diseño, suministro de bienes y servicios, la construcción y explotación del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya por un plazo de 33 años. MEM autorizó a Electroperú a iniciar operaciones de central termoeléctrica de 69.3 Mw en Trujillo; Lima, jun. 14 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) autorizó a la empresa Electricidad del Perú (Electroperú) a desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la futura Central Térmica Trujillo, en La Libertad, que tendrá una potencia instalada de 69.3 megavatios (MW). La central estará ubicada dentro de las instalaciones de la Subestación Trujillo Norte de propiedad de Red Energía del Perú (REP), quien ha acordado con Electroperú el uso del especio requerido para este fin. Se ha demarcado un área aproximada de 50,000 metros cuadrados para la instalación de la central térmica de emergencia, las cuales están en la jurisdicción del distrito de La Esperanza, en la provincia de Trujillo, capital de la región La Libertad. Según una resolución ministerial del MEM, publicada en la víspera, Electroperú deberá cumplir con la puesta en operación comercial de la Central Térmica Trujillo en el plazo previsto en el Cronograma de Ejecución de Obras. El período de operación de la planta será de 18.5 meses en el que las unidades funcionará en la medida que se requiera energía por parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En ese sentido, el objetivo del proyecto de Electroperú es abastecer en forma segura y oportuna de energía eléctrica para la capacidad adicional de generación proyectada por el SEIN. LA norma del MEM señala está obligada a operar cumpliendo las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y otras normas legales pertinentes. MEM adjudicaría en setiembre obras de ocho proyectos de electrificación rural por S/. 40.5 millones; Lima, jun. 14 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) adjudicaría en setiembre las obras de ocho proyectos de electrificación rural a nivel nacional que demandarán una inversión de 40.5 millones de nuevos soles. El director general de Electrificación Rural, Fernando Rossinelli, precisó que estos proyectos forman parte del Plan Nacional de Electrificación Rural, que tiene la finalidad de llevar el servicio de energía eléctrica a las zonas rurales del interior del país. “Estos ocho proyectos actualmente cuentan con viabilidad y se encuentran en proceso de elaboración de sus estudios definitivos y se espera que se liciten en el mes de setiembre”, declaró. Además mencionó que con la ejecución de estos proyectos se espera beneficiar a 13,318 viviendas y a un total de 66,590 pobladores de zonas rurales en 259 localidades en las regiones de Huánuco y Cajamarca.
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Rossinelli explicó que en la DGER está formada por la Dirección de Proyectos, que está cargo de obras de electrificación financiadas principalmente por el Tesoro Público, y la Dirección de Fondos Concursables (Foner), que tiene a su cargo las obras financiadas por el Banco Mundial. Indicó que en la actualidad el Foner tiene ocho proyectos en proceso de licitación a cargo de las empresas Electro Centro e Hidrandina, en los ámbitos de las Regiones de Cajamarca, La Libertad, Huánuco, Junín, Huancavelica, Ayacucho y Cusco; cuya fecha de presentación de propuestas se vence el 18 de junio. “Los montos de inversión total para estos proyectos asciende a 43.8 millones y beneficiará a 14,923 viviendas y a 74,615 pobladores de zonas rurales en 303 localidades”, indicó. El funcionario adelantó que adicionalmente existe un grupo de 12 proyectos que están en proceso de elaborar sus respectivos estudios de viabilidad y cuya inversión total asciende a 53.4 millones de soles. “Dos de estos proyectos (PSE Cajabamba Parte Alta y Baja, y PSE Huaylas), iniciarían sus procesos de licitación en los meses de octubre y noviembre próximo”, manifestó en el Boletín de la Asociación para el Fomento de la Infraestructura Nacional (AFIN). Finalmente, manifestó que los fondos aprobados para el Foner para el 2009, ascienden a 97.2 millones de soles. El 60% de la producción de electricidad se genera con energía renovable, afirma MEM; Lima, jun. 15 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, afirmó hoy que el Perú es líder en el uso y manejo de energías limpias, pues el 60 por ciento de la producción de electricidad se genera con energía renovable y solamente un tres por ciento se realiza con carbón, que es contaminante. “El Perú continua en esa línea y lo que haremos en los próximos meses es comenzar el desarrollo de otras energías como la eólica y la geotérmica, algo que ya ha sido proyectado y que está listo para su ejecución”, comentó. En el caso del uso de biocombustibles, Sánchez informó que a partir del 1 de enero y conforme con lo establecido en la Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles y su reglamento, el biodiesel se mezclará con el diesel. Esto como parte de la política orientada a alentar el uso de las llamadas energías renovables en el país, como el biodiesel, el etanol, la energía eólica, geotérmica, solar y biomasa. “Lo que hemos sugerido, basados en que todavía no se ha cambiado en ningún reglamento, es ver la conveniencia de hacer lo mismo con el etanol. No obstante, este es un proyecto que se está discutiendo y se terminará de dilucidar en una audiencia pública donde consumidores y colegios profesionales discutirán abiertamente y determinarán su conveniencia”, aseveró. Con relación a los recientes cortes de energía eléctrica que se han registrado en algunos distritos del país, el titular del MEM aseguró que estos apagones no se deben necesariamente a una falta de oferta. “En los últimos días se han presentado algunos problemas en distribución causados por fallas normales en la prestación de servicios eléctricos. Lo importante en este tema es que gracias a las acciones que se tomaron en los últimos meses, el nivel de reserva que tenemos ahora oscila entre ocho y 10 por ciento, lo cual permite atender eficientemente el servicio eléctrico en el Perú”, refirió. El ministro de Energía y Minas inauguró el Simposio de las Américas sobre Energía y Clima, que se realiza en Lima, evento que abordará temas como seguridad y eficiencia energética, energías renovables, mejoramiento de la infraestructura y las tecnologías limpias. “El Perú fue seleccionado como sede del simposio porque tiene una experiencia importante en estos temas. En lo que se llama eficiencia energética, nuestro país es un pionero, pues en la década de 1990 se inició una serie de trabajos referidos al ahorro de energía, razón por la cual en 2001 el Perú recibió un premio internacional. Se trata, entonces, de un país del cual se puede aprender también”, aseveró Sánchez.
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MEM adoptará medidas concretas para incentivar instalación de termoeléctricas en sur peruano; Lima, jun. 15 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aseguró hoy que adoptará medidas concretas para propiciar la instalación de plantas de generación termoeléctrica, que consuman gas natural, en el sur de Perú con la finalidad de generar una demanda para el proyecto de Gasoducto Andino del Sur de Kuntur Transportadora de Gas. Cabe señalar que, según Kuntur, aproximadamente el 86 por ciento de la demanda proyectada para el Gasoducto Andino del Sur tiene un alto nivel de incertidumbre, siendo este componente uno de los principales retos que enfrenta el proyecto. El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, indicó que algunas de las medidas a implementar serán de carácter promocional , mientras que otras serán de tipo regulatorio con la finalidad de propiciar una adecuada descentralización de la generación eléctrica. Recordó que ya se han otorgado en concesión diversos proyectos de líneas de transmisión eléctrica al sur y al norte de Perú, lo cual impulsará la instalación de plantas de generación que usen dichas líneas. Explicó que en la zona centro del país, principalmente en la región Lima provincias, ya se está llegando al límite de instalación de plantas termoeléctricas en zonas como Chilca (al sur de Lima), por lo que se requiere llevar estos proyectos al sur y al norte peruano. Asimismo, aclaró que el MEM no ha solicitado a Transportadora de Gas del Perú (TGP) ampliar la capacidad del gasoducto de Camisea hasta 3,000 millones de pies cúbicos, tal como manifestaron algunos ejecutivos de Kuntur advirtiendo que podría poner en riesgo la viabilidad del Gasoducto Andino del Sur. El ministro precisó que lo único concreto es el pedido que se hizo a TGP en julio del 2008 para ampliar la capacidad de su gasoducto a 1,000 millones de pies cúbicos. “Este proyecto contemplaba la construcción de plantas de compresión, ductos paralelos y otras facilidades que permitan llegar a esa capacidad. No hay ningún cambio y nada nuevo, en consecuencia, lo que se viene haciendo es implementar un pedido que se concretó el año pasado pero que se venía discutiendo con mucha anterioridad”, dijo. Además, aclaró que en el pedido de ampliación del ducto de TGP se dejó claro que dicho proyecto no se destine a abastecer la demanda que haya en las regiones del país ya que para ello se necesitaba un ducto específico. “Eso se concretó con el contrato de concesión que se firmó con la empresa Kuntur y, en consecuencia, ese proceso (ampliar el gasoducto de TGP) no tiene ninguna relación y no representa ningún cambio en la estructura que se había aprobado para el sur”, declaró. Luego de inaugurar el “Simposio de las Américas sobre Energía y Clima”, organizado por el Instituto de las Américas, enfatizó que suministrar gas natural a las regiones del sur de Perú es “prioridad uno” para el actual gobierno, teniendo en cuenta que entre ellas figura el Cusco que es donde se explota dicho hidrocarburo, por lo que el proyecto de Kuntur tiene que continuar desarrollándose hasta el final. En último trimestre del año se realizará subasta de energías renovables por 500 Mw, anuncia MEM; Lima, jun. 15 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, informó hoy que durante el último trimestre del año se realizará la subasta para proyectos de generación eléctrica en base a energías renovables por una capacidad total de 500 megavatios (Mw). Mencionó que dicha subasta se realiza en cumplimiento a lo establecido en el Decreto Legislativo N° 1002, publicado en mayo del 2008, que establece una serie de disposiciones para la promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables. Precisó que en el tiempo que resta para la realización de la subasta permitirá que los inversionistas interesados puedan definir la ubicación de sus proyectos y presentar ofertas consistentes. Indicó que con la subasta se espera captar propuestas para proyectos de generación eólica (en base al viento) y en menor medida proyectos de generación hidroeléctrica y geotérmica.
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Las bases de la subasta deberán ser elaboradas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), siendo este último el encargado de llevar a cabo el proceso hasta su adjudicación. Sánchez indicó que el MEM implementará las medidas que se requieran para ampliar la participación de las energías renovables en el sector energético de Perú, con la finalidad de optar por fuentes como la eólica y la geotermia. Asimismo, enfatizó que Perú es un país líder en uso de energías renovables en América, ya que alrededor del 60 por ciento de la energía que consume se produce con centrales hidroeléctricas. “Otro 30 por ciento se produce con gas natural, que es una energía también limpia, y solamente un tres por ciento se produce con carbón que sí es una fuente de energía cuestionable”, reseñó luego de inaugurar el “Simposio de las Américas sobre Energía y Clima”, organizado por el Instituto de las Américas. En agosto ProInversión otorgará buena pro para construcción de centrales hidroeléctricas; Lima, jun. 15 (ANDINA).- La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) otorgará en agosto la buena pro del proyecto para adjudicar la construcción de diversas centrales hidroeléctricas por una potencia acumulada de 500 megavatios (Mw), informó hoy el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. “Esta es una medida muy importante que va a permitir iniciar, en forma seria, la construcción de centrales hidroeléctricas”, manifestó. Según ProInversión, el 26 de agosto los inversionistas precalificados presentarán sus respectivas ofertas y el día 28 se tiene programado otorgar la buena pro para definir a las empresas que se encargarán de construir las centrales hidroeléctricas. El ministro mencionó que la subasta para la construcción de centrales hidroeléctricas es una de las medidas que tiene el Ministerio de Energía y Minas (MEM) para enfrentar cualquier riesgo de crisis energética que tenga Perú. “Una crisis energética es el desabastecimiento permanente y sistemático (de energía) pero todavía no hemos llegado a una etapa como esa, aunque sí estamos al borde y por eso todas las acciones que venimos desarrollando están encaminadas a dar una solución definitiva”, refirió. Aclaró que los apagones producidos en las últimas semanas en algunos puntos del país fueron por problemas originados por fallas fortuitas en las redes y no por la falta de energía. “Si se compara el indicador de fallas que tiene Perú con el de cualquier país, inclusive del primer mundo, vemos que es de los mejores y tenemos al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) que hace una evaluación permanente de las interrupciones”, refirió. Agregó que también se están elaborando una serie de medidas para permitir que las centrales de generación termoeléctrica, que consumen gas natural, pasen del sistema de ciclo simple al ciclo combinado, ya que eso permitirá un uso eficiente del recurso. Por otro lado, precisó que el MEM no está retrocediendo en el tema de implementar la mezcla de biocombustibles con combustibles derivados de petróleo, pero sí se están adecuando las normas a la realidad del mercado peruano. “En el caso del biodiesel todavía no hay producción nacional suficiente porque la producción de insumos agrícolas todavía no se está dando y entonces es oportuno revisar el objetivo de la norma (Reglamento de Comercialización de Biocombustibles)”, señaló Sánchez. Mencionó que la mezcla de etanol con las gasolinas se efectuará el próximo año y hasta el momento se ha comprometido el desarrollo de 35,000 hectáreas de caña de azúcar que servirán para producir etanol, aunque la demanda nacional puede ser atendida con sólo 8,000 hectáreas. MEM evalúa tarifa única en transporte de gas para impulsar termoeléctricas en sur de Perú; Lima, jun. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) evalúa junto con el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) la posibilidad de establecer una tarifa única para el transporte de gas natural a fin de impulsar la instalación de
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termoeléctricas en la zona sur del país y asegurar una demanda para el Gasoducto Andino del Sur. Actualmente la tarifa que pagan las eléctricas por el transporte de gas por el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP), desde Camisea al City Gate de Lurín, es de 90 centavos de dólar por millón de BTU (Unidad Térmica Británica). En tanto, el Osinergmin se alista a fijar tarifas para el transporte de gas por el Gasoducto Andino del Sur, cuya concesión está a cargo de Kuntur Transportadora de Gas, que ha planteado una tarifa de 2.96 dólares por millón de BTU para todos los usuarios. “La idea es que se fije una tarifa única de transporte de gas para ambos ductos, es decir, si la termoeléctrica se instala en Lima o en el sur pagaría la misma tarifa”, manifestó el director general de Hidrocarburos del MEM, Gustavo Navarro. Consideró que este sería uno de los mejores incentivos para que las centrales a gas natural opten por establecerse en las regiones del sur del país porque en Lima hay mucha concentración de plantas, sobre todo en Chilca. “Aquí hay un tema de carácter ambiental pues no se pueden concentrar más centrales en Chilca porque emiten demasiado dióxido de carbono y eso se debe tener en cuenta”, indicó. Otras de las medidas concretas para asegurar una demanda para el gasoducto andino es la licitación para la construcción de una central térmica en Ilo (Moquegua) o Matarani (Arequipa), proceso que el MEM va a encargar próximamente a la Agencia de Promoción a la Inversión Privada (ProInversión). “Estamos definiendo si el punto será Ilo o Matarani, pero definitivamente una planta de generación eléctrica en esa zona será muy importante para el consumo intensivo de gas natural”, comentó luego de participar en el “Simposio de las Américas sobre Energía y Clima”, organizado por el Instituto de las Américas. En ese sentido, Navarro afirmó que Kuntur debe estar tranquilo porque se está avanzando a fin de que se pueda confirmar demanda concreta para este proyecto, que es prioridad del gobierno por su impacto en el desarrollo de las regiones. COES presentará en julio estudio para definir máxima potencia eólica que se podrá conectar al sistema; Lima, jun. 16 (ANDINA).- El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) tendrá listo en julio el estudio que definirá la máxima potencia de energía eólica que se podrá conectar en cada barra del sistema eléctrico del país. “Una vez que se conozcan los resultados se podrá convocar a la licitación para el desarrollo de proyectos eólicos”, manifestó el presidente del COES, César Butrón. Explicó que una de las características de la energía eólica es que cuando hay ausencia de vientos no se puede generar energía, en consecuencia, tiene que ser reemplazada por otra fuente energética. “Si no hay generación propia se tendría que traer energía de otra zona, pero si la capacidad de transmisión tiene un límite, no se podría reemplazar la energía eólica generando un grave problema”, dijo. Por ello, el estudio permitirá determinar el máximo que se puede conectar para que, cuando no haya vientos, el sistema soporte y no entre en colapso, indicó. Butrón dijo que hasta el momento el Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha otorgado concesiones temporales para proyectos eólicos por 9,000 megavatios (Mw), y de ese monto seguramente la mitad participará en la licitación que se realizará a fines de año. Comentó que el interés de los inversionistas se debe a que en Perú hay zonas que cuentan con vientos de excelente calidad, incluso superando lo niveles que se registran en Europa, zona de mayor desarrollo de proyectos eólicos. “Se ha creado demasiada expectativa para un sistema eléctrico cuya máxima demanda es de 4,200 Mw, mientras que las concesiones temporales eólicas llegan a 9,000 Mw”, manifestó. Reconoció que este tipo de generación es una alternativa pero tiene límites pues no se podrían instalar 1,000 Mw de energía eólica ya que cuando se paralicen los vientos se debería tener en reserva esa misma cantidad de potencia para reemplazarla.
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MEM otorga concesión definitiva a Cheves para que construya línea de transmisión de 75.3 kilómetros; Lima, jun. 18 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a favor de la Empresa de Generación Eléctrica Cheves la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión de 220 kilovatios (Kw) Subestación Cheves – Subestación Huacho. Esta línea de transmisión estará ubicada en los distritos de Huacho, Santa María, Sayán, Leoncio Prado y Paccho, provincia de Huaura, en el departamento de Lima, y tendrá una longitud de 75.3 kilómetros. El MEM también autorizó al director general de Electricidad a suscribir, a nombre del Estado, el contrato de concesión respectivo. Cabe señalar que este martes el MEM renovó la concesión temporal otorgada a Cheves para que pueda concluir los estudios relacionados con la actividad de generación de electricidad en la futura central hidroeléctrica Cheves II, que estará ubicada en el departamento de Lima, hasta mayo de 2010. Los mencionados estudios de la central, que tendrá una potencia estimada de 75 megavatios (Mw), se realizan en los distritos de Navan y Paccho, provincias de Oyón y Huaura, en el departamento de Lima. Producción de electricidad aumentó en 1.7% durante mayo, según MEM; Lima, jun. 21 (ANDINA).- La producción de electricidad a nivel nacional en mayo fue de 2,753 Gigavatios por hora (GWh), superando en 1.7 por ciento a la registrada en el mismo mes del año anterior, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas en base a información del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado (COES). Precisó que la mayor producción de energía correspondió a las centrales hidroeléctricas, que aportaron el 66 por ciento del total generado. Electroperú generó el 24 por ciento, seguido de Edegel con 16 por ciento, Egenor con 8 por ciento, además de Electro Andes, Enersur y otras empresas con cuatro, tres y 11 por ciento, respectivamente. Mientras que las centrales termoeléctricas participaron con el 34 por ciento del total generado, de los cuales Edegel generó 12 por ciento, Enersur tuvo un porcentaje similar, Kallpa Generación registró el cuatro por ciento y el tres por ciento fue generado por Termoselva. El MEM indicó que las centrales de generación en base a gas natural produjeron el 18 por ciento; mientras que las unidades de ciclo combinado generaron 12 por ciento; y el cuatro por ciento restantes correspondió a la tecnología turbo vapor y diesel. Electroperú fue la empresa que presentó un mayor crecimiento en su producción en mayo con 23 por ciento respecto al año anterior. Luego viene Kallpa Generación con 13 por ciento de aumento, en tanto que San Gabán y Edegel tuvieron un incremento de cinco y tres por ciento, respectivamente, con relación a mayo del año anterior. La máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se registró el día 06 de mayo a las 19:00 horas con 4 125 megavatios (Mw), cifra que evidenció un incremento de 2.6 por ciento con relación a la máxima demanda del mismo mes del año anterior. MEM afirma que Perú tiene recursos energéticos suficientes y descarta crisis en el sector; Lima, jun. 22 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) afirmó hoy que Perú tiene recursos energéticos suficientes y, en ese sentido, descartó que en la actualidad el sector atraviese por una crisis. “Técnicamente no hay una crisis energética en curso, simplemente porque una crisis es la falta sostenida de recursos o el incremento de los precios de manera dramática como el que se produjo el año pasado con el tema del petróleo”, manifestó el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez.
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Precisó que en los próximos 12 meses entrarán al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) 1,100 megavatios (Mw) de inversión nueva, lo cual representa alrededor del 27 por ciento de la demanda actual, y toda esta nueva inversión tiene suministro de gas natural, puntualizó. Refirió que si existía una posibilidad de tener una crisis energética, era justamente desde junio a setiembre del presente año. Sin embargo, las medidas tomadas por el Gobierno desde el año pasado y la reducción del ritmo de crecimiento de la demanda de energía eléctrica favorecerán que el país no vaya a sufrir ningún racionamiento durante este período, dijo. También recordó que el MEM recientemente publicó un estudio de las reservas de gas natural en el país, para conocimiento de los analistas y del público en general. “El volumen de gas natural que existe en la actualidad es del orden de 18 trillones de pies cúbicos (TCF) y el volumen recuperable es de 14 TCF. Asimismo, 8.8 TCF son volúmenes absolutamente probados y estos provienen básicamente del reservorio San Martín.” El ministro indicó que este reservorio, ubicado en el Lote 88 de Camisea, ya tiene cuatro años de producción, y no cuenta con suficientes datos estadísticos como para proyectar un mayor volumen. Por su parte, el Lote 56, conocido como Pagoreni, empezó a producir gas natural el año pasado, y su información también es bastante limitada; además, existen otros dos proyectos que no tienen información sísmica, por lo que los volúmenes de reservas se tienen que confirmar paulatinamente. Es más, en relación con el primer volumen publicado y auditado en 2006, el informe reconoce la existencia de alrededor de dos TCF de gas natural adicionales; en consecuencia, hay una ruta de incremento progresivo de las reservas, señaló a RPP Noticias. En agosto se realizará licitación de energía hidroeléctrica por 500 Mw, anuncia MEM; Lima, jun. 22 (ANDINA).- Durante el próximo mes de agosto se realizará la licitación del proyecto de generación eléctrica en base a energía hidráulica por una capacidad total de 500 megavatios (Mw), informó hoy el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. “Al asumir el cargo iniciamos muy rápidamente el trabajo para la licitación de 500 Mw de energía hidroeléctrica que entrarán a reforzar el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)”, manifestó. Indicó que la construcción de dicho proyecto finalizará en el año 2013, y este volumen adicional de electricidad no sólo permitirá afianzar la oferta sino que permitirá también desplazar el uso del gas natural al agua en la generación eléctrica. También destacó que otros proyectos de energía eléctrica están en marcha, como el proyecto para ampliar la capacidad del sistema de transmisión Mantaro - Socabaya por 500 Mw. Además está en construcción la línea de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí - Montalvo, y está en proceso de licitación la nueva línea Chilca – Marcona - Caravelí de 500 kilovoltios en la costa, entre otros proyectos. “Con todo ello tenemos cubierto el sistema de transmisión eléctrica en todo el territorio, y eso no se realiza de un día para otro sino que la construcción tomará unos 24 meses aproximadamente, y con todos estos proyectos tendremos todo el tema cubierto”, señaló. En consecuencia, las medidas que están en curso desde el Ministerio de Energía y Minas (MEM) permiten garantizar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica y el control de la situación, apuntó. Sánchez subrayó que alrededor del 80 por ciento de la población cuenta en la actualidad con el servicio de energía eléctrica. Asimismo, resaltó que gracias a la explotación del gas natural de Camisea Perú enfrentó de una manera bastante exitosa la escalada del precio del petróleo desde el 2004. El año pasado hubo un shock petrolero incluso más grande que en 1973 y sin Camisea Perú hubiera sufrido un shock energético con precios más altos, así como lo sufrieron otras economías, puntualizó a RPP Noticias.
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Energías hidráulica, térmica y eólica mantienen mayor potencial para desarrollarse en corto plazo en Perú; Lima, jun. 23 (ANDINA).- Los proyectos relacionados con energía hidráulica, eólica y térmica se mantienen como los de mayor potencial para continuar desarrollándose en el corto y mediano plazo en el país, señaló hoy la empresa General Electric (GE). “Actualmente el potencial a impulsar se encuentra en el tema hidráulico, eólico y térmico pues la energía relacionada a la geotermia aún se está evaluando, al igual que la energía solar”, declaró el presidente de GE para Perú, Ecuador y Bolivia, Pedro Weiss. Precisó que en el tema solar a nivel masivo y de generación, todavía no existen las condiciones en cuanto a costos para que funcione como política de Estado. Se estima que probablemente en tres o cuatro años esta tecnología esté madura y pueda entrar a la discusión de las políticas energéticas del país, mencionó. Comentó que la utilización de paneles solares es ahora escasa porque su precio es tres veces mayor al uso de cualquier otro tipo de energía, pero en los próximos años se difundirían las láminas flexibles que logran una densidad mayor en la captura de la energía. Añadió que esto ayudará a que los costos de energía solar se acerquen mucho a los de las energías convencionales pues estaría entre 20 y 30 por ciento por encima del costo de cualquier tipo de energía. Weiss recordó que Perú cuenta con la riqueza suficiente para producir energía a través de las diferentes tecnologías como sol, viento y agua. “Creo que en este momento hablar de una evolución de la matriz energética hacia energías renovables representa un paso natural que se tiene que dar como país pues es la tendencia en la que va el mundo entero”, anotó. Señaló que GE ha presentado al Ministerio de Energía y Minas (MEM) información sobre las tecnologías que han funcionado en algunos países de la región y su propuesta de cómo debería enfocarse el tema en el país. “Nuestra intención es participar en todas las iniciativas que se abran en el mercado energético, menos en el hidráulico pues ya no tenemos participación en ese campo”, puntualizó. MEM planea reducir 65 Mw en consumo nacional de energía eléctrica con sustitución de focos incandescentes; Lima, jul. 23 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que planea reducir 65 megavatios (Mw) en el consumo nacional de energía eléctrica, equivalente al 1.4 por ciento del consumo eléctrico total del país durante el presente año, con la sustitución de focos incandescentes por ahorradores. Para ello, inició la distribución gratuita de 1.5 millones de focos ahorradores en diversas provincias del país, como parte del programa de sustitución de focos incandescentes por focos ahorradores. “La entrega de estos focos se realiza a través de las empresas de distribución eléctrica del interior del país y han sido adquiridos por el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafehttp://melca.com.ar/planos_bafles.html) con recursos y por disposición del MEM”, manifestó. Sostuvo que la finalidad de este programa de sustitución es formar en cada uno de los peruanos una cultura de uso eficiente de la energía y la entrega de los focos ahorradores permitirá reducir 65 Mw en el consumo nacional. Electro Oriente, Electro Ucayali, Electro Sur Este, Electro Puno, Electrosur, Sociedad Eléctrica del Sur Oeste, Electrocentro, Hidrandina, Electronorte y Electronoreste son las empresas que distribuirán los focos ahorradores en las provincias, precisó. Explicó que un foco ahorrador consume aproximadamente 80 por ciento menos de energía eléctrica que un foco incandescente, produciendo el mismo nivel de iluminación; y dura entre seis a ocho veces más, permitiendo el ahorro en la economía familiar. Bajo el lema “Ahorremos energía y salvemos el planeta”, el MEM exhortó a los peruanos a participar en esta acción sustituyendo sus focos incandescentes por focos ahorradores.
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Informó también que algunas de las mencionadas empresas iniciaron el programa de sustitución el pasado 13 de julio, y junto a esta entrega de focos ahorradores también se efectúa la campaña de prevención de riesgos eléctricos para el uso seguro de las instalaciones y equipos eléctricos. Perú y Brasil evaluarán en agosto avances para interconexión energética; Lima, jul. 23 (ANDINA).- Los gobiernos de Perú y Brasil se reunirán en agosto para evaluar los avances para la próxima interconexión energética, que permitirá el desarrollo de grandes inversiones brasileñas en centrales hidroeléctricas en la vertiente oriental del país, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). “La interconexión con Brasil dará a Perú un nivel de confiabilidad que nunca ha tenido, ya que dicho país supera en diez veces a la capacidad energética peruana”, indicó el viceministro de Energía, Daniel Cámac. Precisó que en esta reunión, que se realizará en Brasil, se analizarán los mecanismos de desarrollo para las centrales hidroeléctricas que planean instalar los inversionistas brasileros en la zona oriental del país. “Cualquier planta que se construya en esta zona en el marco de la interconexión energética debe tener la suficiente capacidad para abastecer al mercado interno de Perú”, enfatizó. El consorcio Electrobras y OAS de Brasil tienen planeado invertir 4,000 millones de dólares en la construcción de la central hidroeléctrica Inambari en Madre de Dios, pues los estudios de prefactibilidad han demostrado que existen excelentes condiciones hidrográficas que permitirán que la potencia de dicha central sea de 2,500 megavatios (Mw). La central de Inambari se ubicará a 300 kilómetros de la frontera con Brasil, entre los límites de los departamentos de Puno, Cusco y Madre de Dios, y de las provincias de Carabaya, Quispicanchis y Manu. El consorcio espera obtener la concesión definitiva de dicha central en el segundo semestre del 2009 para empezar la obra en el año 2010. Este proyecto tendrá una gran repercusión en la generación de empleos directos e indirectos, ingreso de divisas con la exportación de energía, recaudación de impuestos, desarrollo de la economía local con los servicios y productos que serán demandados durante la construcción, además de representar un paso importante para la integración de los sistemas eléctricos de ambos países. Cámac dijo que el MEM está realizando los estudios para la interconexión, que deben estar listos en cinco meses, y que definirán el tamaño, tipo y magnitud de la línea, cuántos megavatios va a transmitir y los puntos desde donde se interconectarán Perú y Brasil. Indicó que la interconexión con Brasil será muy diferente al acuerdo que se alcanzó con Ecuador, que más bien se trató de una interconexión débil pues no permitió el intercambio de energía. “Se construyó una línea con la finalidad de abastecer a las zonas fronterizas, pero no prosperó por el tema de los precios. Sin embargo, con Brasil la situación es muy distinta, se trata de una interconexión plena que permitirá tener intercambios de energía cuando cada país lo necesite”, manifestó. También informó que aparte de los brasileros hay otros inversionistas interesados en desarrollar centrales hidroeléctricas en la vertiente oriental de Perú dado que tiene un gran potencial hídrico y el aprovechamiento ha sido muy bajo. MEM encargó a ProInversión licitación de dos plantas termoeléctricas en norte y sur de Perú; Lima, jul. 23 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que ha encargado a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) la licitación de dos plantas duales, que operen a gas natural y diesel, en las zonas norte y sur del país. El viceministro de Energía, Daniel Cámac, indicó que hace diez días el MEM remitió a ProInversión dicha solicitud a fin de que prepare el proceso de licitación respectivo. “La idea es que la planta inicialmente opere a diesel y luego, cuando llegue el gas al sur y norte del país, funcionará a gas natural”, manifestó.
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Manifestó que la central termoeléctrica en la zona sur de Perú busca impulsar la demanda de gas para el gasoducto andino. Kuntur Transportadora de Gas, a cargo del Gasoducto Andino del Sur, expresó la necesidad de que se impulse la instalación de centrales térmicas en la zona por donde recorrerá el ducto a fin de asegurar una demanda para este proyecto. El viceministro dijo esperar que en breve ProInversión lance la convocatoria para que a fines de año o inicios del próximo puedan ser entregadas en concesión. “Habría que ver cuáles son los plazos que maneja ProInversión, pero esperamos que pueda entregarse la buena pro a fines de este año”, indicó. Precisó que de acuerdo a los requerimientos del MEM, cada planta tendrá una capacidad de 200 megavatios (Mw). En segundo semestre del año ingresarán 695 Mw adicionales al sistema eléctrico nacional; Lima, jul. 27 (ANDINA).- Para el segundo semestre del año se tiene previsto el ingreso de 695 megavatios (Mw) adicionales al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), con lo que por el lado de la oferta se mejorará el nivel de reservas de este sector, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Entre los principales proyectos destacan la puesta en operación de la tercera unidad de la central térmica de Enersur en Chilca (193.5 Mw) y la central hidroeléctrica El Platanal a cargo de Celepsa (220 Mw). El MEM precisó que en el primer semestre del año la capacidad instalada se incrementó en 295.9 Mw debido a la puesta en operación de centrales térmicas a gas natural y de hidroeléctricas. Entre estas, Kallpa – Segundo Grupo (192.4 Mw), Oquendo (30 Mw), la Central Térmica a diesel de Emergencia Trujillo (60 Mw); así como también la central hidroeléctrica Poechos II (10 Mw) y la central hidroeléctrica Santa Cruz (3.5 Mw). En dicho semestre la máxima demanda de potencia del SEIN alcanzó 4,180 Mw registrada en el mes de abril. Para el abastecimiento de la demanda en este período se generaron 16,121 Gwh, lo que significó un crecimiento de 0.25 por ciento en relación a la energía generada en el período similar del año anterior. En el primer semestre del 2009 se atendió a más de 4.5 millones de clientes finales, tanto del mercado libre como regulado, cuya energía comercializada por las empresas generadoras y distribuidoras fue de 13,454 Gwh. En este período dicha energía vendida sólo fue 0.6 por ciento mayor al período similar del año anterior. Para el mes de junio la venta de energía eléctrica a clientes finales fue de 2,160 Gwh, tres por ciento menos a la venta de junio del año anterior, debido a que las ventas al mercado libre y regulado decrecieron cuatro y dos por ciento, respectivamente. MEM estima que producción de energía eléctrica habría crecido 1.29% en julio; Lima, jul. 29 (ANDINA).- La producción de energía eléctrica habría registrado en julio un crecimiento de 1.29 por ciento, respecto a similar mes del año pasado, alcanzando la cifra de 2,731 gigavatios hora (Gwh), informó el Ministerio de Energía y Minas (MEM). En julio del año pasado la producción eléctrica fue de 2,696 Gwh, de la cual el 50 por ciento fue energía de origen hidráulico y el resto generada con gas natural. En tanto, en junio último la producción de energía eléctrica sumó 2,593 Gwh, un descenso de 2.9 por ciento en comparación a igual mes del 2008. Del total de energía generada en junio último para satisfacer los requerimientos de diversos sectores, el 57.7 por ciento fue de origen hidráulico, el 35.4 por ciento a gas natural, el 2.9 por ciento utilizó como fuente el diesel residual y el cuatro por ciento usó carbón. La energía generada con recurso hídrico aumentó 2.3 por ciento respecto al mismo mes del 2008, con gas natural fue menor en 5.6 por ciento, con diesel residual disminuyó 43.1 por ciento y con carbón aumentó 1.7 por ciento.
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En junio la producción de energía eléctrica por empresas fue liderada por Edegel con 558.283 megavatios hora (Mwh), lo que significó un descenso de 18 por ciento en comparación con similar mes del año anterior. En segundo lugar se ubicó la empresa estatal Electroperú con 527,801 Mwh, representando un descenso de siete por ciento respecto a junio del 2008. Le siguió Energía del Sur (Enersur) con 420,835 Mwh, cifra que reflejó un aumento de seis por ciento con relación a similar mes del 2008. Electroperú lideró la generación hidráulica con el 38 por ciento (523 Gwh), seguido por Edegel con 23 por ciento (308 Gwh), Egenor con 12 por ciento (168 Gwh) y, en menor escala, Electroandes, Egemsa y otras empresas. En la producción con gas natural las empresas con mayor participación en el abastecimiento de la demanda eléctrica fueron Enersur con 15 por ciento (370 Gwh), Edegel con 11 por ciento (251 Gwh) y las demás empresas que acumularon, en total, el 17 por ciento respecto del total nacional. En tanto, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en junio del 2009 fue de 4,034 Mw (registrada el día 25 de junio a las 19:00 horas), cifra que representa un descenso de 1.4 por ciento respecto a la máxima demanda de similar período del año 2008. Los incrementos respecto a la máxima demanda del mismo período de los años 2007, 2006 y 2005 fueron de 8.6, 21.7 y 30.5 por ciento, respectivamente. Por su parte, la venta de energía al cliente final en junio último fue de 2,161 Gwh, una caída de 3.2 por ciento respecto a la venta de igual período del año anterior. En relación al mes de junio del 2007, se registró un aumento de 6.5 por ciento, y con respecto a los años 2006 y 2005 los incrementos fueron de 19.1 y 28.6 por ciento, respectivamente. La venta proyectada al cliente final para el mes de julio se calcula en 2,264 Gwh, según el MEM. Edegel iniciará operaciones de turbina de 189 Mw en termoeléctrica Santa Rosa II este año; Lima, jul. 30 (ANDINA).- La empresa Edegel prevé iniciar este año las operaciones de una turbina de 189 megawatios (Mw) en la central termoeléctrica Santa Rosa II, ubicada en Lima, como parte de su plan de inversiones previsto para el período 2009 – 2011, informó hoy su propietaria Endesa Chile. Cabe recordar que en octubre del 2008, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó una autorización por tiempo indefinido a la empresa Edegel para que desarrolle la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la mencionada central térmica, con una potencia instalada de 190 Mw. De acuerdo con la resolución del MEM, Edegel debería construir las obras descritas en su solicitud, según el cronograma de ejecución de obras, que contempla un plazo de 25 meses contados a partir de la vigencia de la referida resolución. Endesa Chile recordó que como parte de las acciones a realizarse para la puesta en marcha de Santa Rosa II, en enero del año pasado firmó con Siemens Power Generation un contrato llave en mano por la instalación de una turbina de 189 Mw que operará con gas natural de Camisea, proyecto que demanda una inversión de 90 millones de dólares. “Esta iniciativa incrementará la capacidad instalada de Edegel a 1,654 Mw, lo que le permitirá acompañar el crecimiento de la demanda del mercado peruano y su puesta en servicio se realizará en el segundo semestre de este año”, sostuvo. Consorcio OAS - Electrobras culminará en cuarto trimestre estudios de factibilidad de central Inambari; Lima, ago. 04 (ANDINA).- El consorcio brasileño OAS - Electrobras informó hoy que en el último trimestre de este año culminará con los estudios de viabilidad para solicitar la concesión definitiva de la central hidroeléctrica Inambari en Perú que demandará una inversión de 4,000 millones de dólares. La central de Inambari tendría una potencia de 2,500 megavatios (Mw) en promedio y se ubicará a 300 kilómetros de la frontera con Brasil, entre los límites de los departamentos de Puno, Cusco y Madre de Dios, y de las provincias de Carabaya, Quispicanchis y Manu, respectivamente.
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El representante de OAS, Alfredo Ribeiro, precisó que esta semana se reunirán los ministros de Energía de Brasil y Perú para evaluar los avances para la integración energética, y Electrobras participará en representación del consorcio. “Esta cita entre ambos ministros es muy importante para el buen seguimiento de los proyectos de integración energética entre Brasil y Perú”, manifestó a la agencia Andina. La central hidroeléctrica de Inambari tendrá una gran repercusión en la generación de empleos directos e indirectos, ingreso de divisas con la exportación de energía, recaudación de impuestos, desarrollo de la economía local con los servicios y productos que serán demandados durante la construcción, además de representar un paso importante para la integración de los sistemas eléctricos de ambos países. Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), la interconexión binacional se basará en la exportación de electricidad de Perú a Brasil a partir del desarrollo de grandes proyectos hidráulicos localizados en la vertiente Amazónica de la zona centro y sur peruana, y bajo un convenio bilateral que se encuentra en negociación. El convenio en principio comprende seis grandes centrales que estarían enlazadas con Rio Branco en el estado de Acre en Brasil. Estas son la central de Inambari, la central de Paquitzapango de 838 Mw que demandaría una inversión de 1,310 millones de dólares, la central Urubamba de 735 Mw con una inversión de 1,200 millones, y la central de Sumabeini de 1,199 Mw con una inversión estimada de 2,100 millones. También la central de Cuqipampa de 800 Mw con una inversión estimada de 1,300 millones de dólares y la central de Vizcatán de 750 Mw con una inversión de 1,200 millones. MEM inicia participación en Grupo de Trabajo Ad Hoc Perú-Brasil de Integración Energética; Lima, ago. 06 (ANDINA).- El viceministro de Energía, Daniel Cámac, participará en el Grupo de Trabajo Ad Hoc Perú-Brasil de Integración Energética, que se reunirá a partir de hoy hasta el 8 de agosto en la ciudad brasileña de Río de Janeiro. Según una resolución suprema del Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicada hoy, el viceministro de Energía viajará a Brasil para participar en este evento al que también asistirá el jefe del Gabinete de asesores del MEM, Carlos Centeno. Dijo que dicho grupo de trabajo constituye una importante oportunidad para que el sector de Energía y Minas tome contacto con sus homólogos de la región y para fortalecer los lazos de cooperación internacional, objetivos indispensables en el desarrollo de la región. Destacó que Perú y Brasil mantienen un excelente nivel en sus vinculaciones bilaterales, situación que ha permitido en los últimos años profundizar notoriamente sus lazos en el campo político, económico, comercial y social; además del de cooperación y de integración fronteriza, entre otros. Hidroeléctrica San Gabán IV en Puno tendría potencia instalada de 256 Mw; Lima, ago. 06 (ANDINA).- La futura central hidroeléctrica San Gabán IV, ubicada en el distrito de Ollachea, provincia de Carabaya en el departamento de Puno, tendría una potencia instalada de 256 megavatios (Mw), informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta potencia sería superior a la prevista el año pasado pues el 30 de octubre el MEM otorgó a Swiss Hydro una concesión temporal por diez meses a la empresa Swiss Hydro para desarrollar estudios de factibilidad relacionados a la generación de energía en la mencionada central con una potencia instalada de 204 Mw. Actualmente la concesionaria ha encomendado a la empresa consultora Lahmeyer la realización del correspondiente Estudio de Impacto Ambiental (EIA), el cual de ser aprobado será un paso decisivo para hacer realidad San Gabán IV, señaló el MEM. El área de influencia directa del proyecto comprende el espacio físico en el que se ejecutarán las obras de captación en los ríos Corani y Macusani.
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Asimismo, los túneles que conducen las aguas a las centrales, el pondaje que se ubica en la quebrada Chahuana, los caminos de acceso a los frentes de obras, los campamentos, las canteras y el depósito de escombros. En este contexto, el MEM informó que en la víspera Swiss Hydro realizó el II taller informativo en la localidad Campesina de Pacaje (Puno) con el objetivo de dar a conocer a los pobladores de la zona todo lo relacionado con la línea basal del estudio. El taller informativo es un mecanismo de participación ciudadana orientado a brindar información y establecer un diálogo sobre gestión ambiental entre el Estado, el titular del proyecto y la población involucrada. Interconexión Eléctrica se adjudicó concesión de línea de transmisión Independencia – Ica; Lima, ago. 11 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) anunció hoy que su Comité de Inversión otorgó la buena pro a la empresa colombiana Interconexión Eléctrica (ISA) para el proyecto Reforzamiento del Sistema de Transmisión Sur Medio: Línea de Transmisión Independencia - Ica en 220 kilovatios (Kw). Este proyecto se otorgó mediante concurso público internacional convocado por el comité de esta cartera. La empresa ofertó nueve millones 100,237 dólares como costo de inversión, comprometiéndose a ejecutar la obra en 18 meses y la concesión será otorgada por 30 años. La obra comprende la construcción de una línea de transmisión de 55 kilómetros en 220 Kw entre las subestaciones de Ica - Independencia, así como de la celda de salida en la subestación de Independencia y la celda de llegada en la subestación de Ica. Este proyecto atenderá y solucionará el incremento que se ha dado en el consumo de electricidad en las zonas de Ica y Marcona, hasta llegar a 140 megavoltios amperios (MVA), que equivale al 100 por ciento de la capacidad de transmisión de la actual línea Independencia - Ica. De esta forma, el MEM destacó que, a través de su Comité de Inversión, se constituyó en el primer ministerio en realizar con éxito un proceso de concesión bajo el marco del Decreto Legislativo N° 1012, Ley Marco de las Asociaciones Público Privadas (APP). Esta convocatoria forma parte del Plan de Estímulo Económico (PEE) que ha sido implementado por el gobierno ya que la ejecución de esta obra generará empleo productivo, dando trabajo a numerosos pobladores de la zona. MEM señala que Eletrobras evaluaría adquirir proyectos de concesión temporal o definitiva en Perú; Lima, ago. 11 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) señaló hoy que la empresa estatal brasileña Eletrobras estaría evaluando la compra de diversos proyectos de concesión temporal o definitiva para la construcción de centrales hidráulicas de generación eléctrica en Perú. “Eletrobras está analizando cuáles son las mejores alternativas de inversión pues en la actualidad hay como 25 proyectos con concesión temporal, y otros más en concesión definitiva”, indicó el viceministro de Energía, Daniel Cámac. La empresa brasileña estaría interesada en adjudicarse los contratos para construir y operar dos centrales hidroeléctricas en el país de 200 y 300 megavatios (Mw) cada una, declaró a la agencia Andina. De concretarse este proyecto, Eletrobras podría participar en la subasta de venta de energía eléctrica al Estado que se realizará en setiembre próximo. De hacerlo, sería una muestra de que la empresa brasileña quiere ingresar a Perú lo más pronto posible pues ya tiene planes de hacerlo con otros proyectos de mayor envergadura pero que por ello demorarían mucho más tiempo, comentó. Precisó que si la empresa brasileña concreta la inversión en las concesiones de dos centrales hidroeléctricas, podría invertir hasta 800 millones de dólares durante los próximos cuatro años. En ese sentido, Cámac descartó que Eletrobras vaya a adquirir una empresa eléctrica en Perú que se encuentre en actual operación comercial ya que sólo desarrollaría proyectos que puedan estar actualmente en concesión temporal o definitiva, y que son los que pueden participar en dicha subasta.
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Cabe señalar que hoy se informó que Eletrobras, la mayor compañía del sector energético de Brasil, estaría negociando la adquisición de un proyecto de generación eléctrica en Perú para poder disputar una licitación en la que el gobierno peruano ofrecerá concesiones para la construcción de hidroeléctricas en el país. Según dicha información, el presidente de Eletrobras, José Antonio Muniz, explicó que para participar en esa licitación es necesaria la compra de una empresa eléctrica en Perú, ya que hubo dificultades para acordar una asociación con Electroperú. De otro lado, el viceministro recordó que Eletrobras será el principal socio en las cinco centrales hidroeléctricas binacionales que Perú y Brasil estudian construir en la selva peruana y que generarán en total 6,000 Mw anuales de energía. La entrada en funcionamiento de estas centrales está prevista a partir del 2015 y exigirán inversiones de 12,000 millones a 15,000 millones de dólares. Primera licitación eólica en Perú será en octubre y tendría capacidad máxima de 375 Mw; Lima, ago. 14 (ANDINA).- El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - Sinac) informó hoy que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) ha establecido que en octubre se realizará la primera licitación eólica en el país, la cual tendría una capacidad máxima de 375 megavatios (Mw). Esta cifra se sustenta en un informe realizado por la consultora Electrical System Consultants de Italia, la cual fue contratada por el COES – Sinac para determinar la máxima capacidad de generación eólica a conectarse al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en las zonas norte, sur medio y sur al 2012. El presidente del COES - Sinac, César Butrón, indicó que si bien a la fecha el MEM ha otorgado concesiones temporales para estudios de generación eólica por más de 9,000 Mw, es seguro que no todas recibirán una concesión definitiva. “De acuerdo con el marco normativo habrá un concurso, convocado por el MEM y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), que deberá escoger a las empresas que pidan los menores subsidios para iniciar plantas eólicas”, dijo a la agencia Andina. Debido a que los proyectos eólicos no tienen grandes potencias, podrían aprobarse seis proyectos de 50 Mw y tres de 100 Mw, explicó. Comentó que conforme la demanda crezca también se incrementará la capacidad eólica que el sistema pueda soportar, es decir, en las sucesivas convocatorias el MEM irá adicionando nuevos proyectos. Sin embargo, consideró necesario que las concesiones aprobadas no superen los topes técnicos estimados pues esto significaría una menor calidad y mayor riesgo. “El incremento de la capacidad va a depender de cómo varía el sistema y cómo evoluciona el estudio de operatividad de cada uno de los proyectos entregados, entre otros factores”, añadió. Butrón anotó que el estudio para determinar la máxima potencia eólica en el país se renovará cada año, teniendo en cuenta los proyectos que han empezado a operar. Hay nueve consultoras internacionales interesadas en elaborar Plan de Transmisión Eléctrica 2011 – 2020; Lima, ago. 18 (ANDINA).- Al menos nueve consultoras internacionales están interesadas en participar en la convocatoria para elaborar el Plan de Transmisión Eléctrica para el período 2011 – 2020 de Perú, informó el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - Sinac). El presidente del COES - Sinac, César Butrón, señaló que a inicios de año su organización, que agrupa a generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres, convocó a consultoras internacionales para que entreguen sus expresiones de interés para elaborar el mencionado plan. “Hasta la fecha hemos recibido al menos nueve expresiones de interés de empresas que provienen de Brasil, Estados Unidos, Italia y Colombia, las cuales en algunos casos se han asociado con empresas peruanas para participar en este concurso”, detalló a la agencia Andina. Explicó que en los próximos dos meses el COES realizará el proceso de precalificación y los que queden participarán en la entrega de la buena pro, la cual será a fines de noviembre.
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Luego de esta etapa la consultora ganadora tendrá un plazo de ocho meses para entregar los primeros resultados del proyecto de plan de transmisión, refirió. Cabe recordar que en abril el COES-Sinac solicitó a todos los interesados en desarrollar proyectos de inversión en generación, transmisión, distribución o demanda eléctrica con potencias superiores a los diez megavatios (Mw), remitir la información correspondiente para elaborar el Plan de Transmisión 2011 - 2020. Por su parte, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) indicó que dicha información es de gran importancia porque permitirá al sector planificar por primera vez de manera centralizada y con estudios técnicos las redes de transmisión que deberán instalarse en base a las necesidades de las zonas. Esto evitará que se vuelvan a presentar situaciones de congestión o cuellos de botella en la red de transmisión que en años pasados causaron perjuicios a los agentes del sistema. Además, promoverá y facilitará nuevas inversiones en generación garantizando suministro adecuado y confiable a la demanda tanto doméstica como industrial y extractiva. Gasoducto de Kuntur abastecerá con gas a centrales termoeléctricas en Cusco y Moquegua; Lima, ago. 24 (ANDINA).- El Gasoducto Andino del Sur, que construirá la empresa Kuntur Transportadora de Gas, abastecerá con gas natural a dos centrales de generación termoeléctrica que se construirán en las localidades de Quillabamba en Cusco e Ilo en Moquegua, informó el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. “Estas dos plantas permitirán ir creando un volumen inicial con el cual el gasoducto podría consolidarse en ese momento”, declaró a la agencia Andina. Precisó que la planta termoeléctrica de Ilo tendría una capacidad de hasta 200 megavatios (Mw) de generación eléctrica y su ejecución será adjudicada mediante licitación que realizará la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión). Agregó que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) ya formalizó el encargo de este proyecto a ProInversión, junto a la licitación de otra central termoeléctrica que se ubicará en Trujillo (La Libertad). Explicó que la central de Ilo inicialmente va a operar con diesel pero progresivamente irá adecuando sus operaciones al uso del gas natural cuando entre en operaciones el gasoducto de Kuntur. En el caso de la termoeléctrica de Quillabamba, mencionó que tendrá una capacidad de 200 Mw pero aún se están elaborando los estudios del proyecto y su construcción estará en coordinación con los plazos que tenga el Gasoducto Andino del Sur hasta su operación. Cabe señalar que Kuntur deberá entregar los estudios de impacto ambiental y de ingeniería del gasoducto el 8 de enero del 2010, luego el MEM tendrá un plazo de seis meses para aprobarlos y a partir de ese momento se tendrán 39 meses para culminar la construcción. “El tema de la demanda (para un gasoducto) siempre es un problema en los primeros años, pero hemos venido evaluando una serie de acciones (la construcción de las plantas termoeléctricas) y opciones para ayudar”, indicó Sánchez. Mencionó que las opciones que se manejan para incentivar una mayor demanda de gas en el sur peruano es la reconversión en el consumo de combustibles de algunas empresas y hacer que pasen a consumir gas natural. Precisó que entre las empresas que podrían consumir gas natural en sus instalaciones figuran mineras como Southern Copper Corporation y la Sociedad Minera Cerro Verde, así como generadoras eléctricas como Enersur que tiene dos centrales termoeléctricas que ahora consumen carbón y diesel. Asimismo, adelantó que se tomarán algunas medidas de carácter regulatorio para ayudar en el financiamiento del gasoducto en sus primeros años. Finalmente, mencionó que existe la posibilidad de que el Gasoducto Andino del Sur abastezca con gas natural a algunas plantas petroquímicas en Ilo o Matarani (Arequipa) pero eso se irá concretando en el largo plazo, una vez que se concrete alguna inversión de este tipo.
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“Normalmente lo que ha pasado es que la realidad supera la expectativa, como pasó en el centro donde se esperaba una demanda pequeña de gas natural y ahora se consume mucho más”, señaló. Acuerdo con consorcio Camisea permitirá mantener bajas tarifas eléctricas, asegura MEM; Lima, ago. 28 (ANDINA).- El acuerdo que suscribirá el Gobierno con el consorcio Camisea en los próximos días permitirá que las tarifas de energía eléctrica se mantengan en el futuro en niveles bajos, aseguró hoy el ministro de Energía y Minas (MEM), Pedro Sánchez. En la víspera, Sánchez anunció que en los siguientes días su sector firmará una nueva adenda al contrato de Camisea, liderado por Pluspetrol, para reservar la producción de gas natural del Lote 88 sólo para el mercado interno durante el período 2010 (cuando se inicie la exportación de gas natural) a 2015. “El suministro adicional de gas y el ingreso de centrales hidroeléctricas permiten avizorar que las tarifas de energía eléctrica se van a mantener en los niveles bajos actuales. Es decir, se garantiza que no habrá incrementos importantes en esas tarifas.” Sostuvo que hace unos meses, cuando se hicieron algunos ajustes al tema eléctrico, la expectativa que había por el poco suministro de gas hizo que los analistas proyectaran que las tarifas eléctricas se incrementarían en no menos del 7.5 por ciento. Sin embargo, el mes pasado dichas tarifas sólo subieron en cuatro por ciento. “En consecuencia, estas proyecciones tan negativas han ido cambiando, y mejorarán en el tiempo”, dijo a RPP. Destacó que en setiembre se otorgará la buena pro de la concesión para el suministro de energía eléctrica y la construcción de centrales hidroeléctricas con una potencia acumulada de 500 megavatios (Mw). “Tendremos ingentes recursos, el próximo mes recibiremos propuestas para la instalación de 500 Mw de electricidad. Se trata de un proceso que empezamos en enero y que va a permitir liberar el mercado de gas para un consumo importante de hidroelectricidad.” Refirió que debido a la firma del acuerdo con el Consorcio Camisea, en estos cinco años no se exportará gas del Lote 88, sino exclusivamente del Lote 56 (Pagoreni), también a cargo del Consorcio Camisea. “Hay una renuncia del consorcio a utilizar las reservas de gas del Lote 88 para la exportación y lo consideramos un gran avance de estas negociaciones”, subrayó el ministro. Dijo que se espera en estos cinco años la confirmación de nuevas reservas, aunque de no haberlas se tendrá que tomar una decisión en su momento. Precisó que el Consorcio Camisea se ha comprometido a desarrollar un dinámico plan de exploración en el Lote 56, que demandará una inversión de 200 millones de dólares, a fin de encontrar nuevas reservas de gas. La capacidad actual de reservas certificadas de gas natural de Camisea asciende a 8.8 trillones de pies cúbicos (TCF); mientras que el proyecto de exportación comprende un total de 4.2 TCF durante 20 años. También, anunció que se ha logrado un acuerdo con la petrolera Repsol-YPF para que 155 millones de pies cúbicos diarios de gas natural (MMPCD) del Lote 57, que aún no está en explotación, sean exclusivamente para abastecer al mercado interno a partir del primer trimestre de 2012. Empresas eléctricas estatales distribuyeron casi 444 mil focos ahorradores para ahorrar 16.55 Kw; Lima, ago. 31 (ANDINA).- Las empresas eléctricas del Estado distribuyeron casi 444 mil focos ahorradores a nivel nacional, lo que ha permitido reducir en 16.55 kilovatios (Kw) el consumo de energía eléctrica, informó hoy el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe). “El Estado, a través de las empresas eléctricas bajo el ámbito de Fonafe, ha reemplazado hasta el momento cerca de 444 mil focos incandescentes por focos ahorradores en las casas de las familias de menores recursos económicos del país”, señaló.
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Ello ha generado un ahorro de energía eléctrica de 16.55 Kv y una reducción en el monto de facturación de los beneficiados, agregó. De acuerdo al último balance del Fonafe, la empresa Electropuno ha cumplido con un 79.5 por ciento de su meta trazada en el programa, seguido por la Sociedad Eléctrica de Arequipa (Seal) con 73.5 por ciento y Electro Ucayali con 53.9 por ciento. Sostuvo que cada día se distribuyen cerca de 10,000 focos ahorradores y la mayor cantidad de lámparas reemplazadas son de 100 vatios (72 por ciento) y de 60 vatios (14.3 por ciento). Se tiene previsto que las empresas eléctricas del Estado culminen con el programa de sustitución de focos incandescentes por focos ahorradores a más tardar a fines de diciembre. Por ejemplo, el grupo Distriluz, que agrupa a varias empresas del sector en 12 regiones del país, trabaja en una redistribución de las lámparas ahorradoras para mejorar los resultados. Los focos ahorradores fueron adquiridos a la empresa Philips Peruana, ganadora de una licitación pública realizada por el Fonafe en el marco de un convenio de cooperación interinstitucional con el Ministerio de Energía y Minas (MEM). El Estado ahorró más de cinco millones de nuevos soles en la adquisición de los focos ahorradores, ya que Philips Peruana ofreció la venta de cada foco a cinco soles cuando el precio promedio en el mercado nacional es de 12 soles. “El uso de un foco ahorrador disminuye en cuatro veces el consumo de energía en comparación a los incandescentes que gastan energía porque a la vez producen energía calorífica”, puntualizó. Amazonas se integró al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional; Lima, set. 02 (ANDINA).- Las provincias de Bagua y Utcubamba del departamento de Amazonas y las localidades de las provincias de Jaén y San Ignacio del departamento de Cajamarca se integraron al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) luego de la puesta en funcionamiento de la línea de transmisión Carhuaquero - Jaén de 138 mil voltios, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). De esta manera, se suministrará energía eléctrica en forma permanente y confiable a las localidades de estas provincias que actualmente cuentan con servicio eléctrico, precisó la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del MEM. Además se beneficiará a aproximadamente otras 291 localidades y 243,590 habitantes de nuevos proyectos en actual ejecución y otros programados en el corto plazo de esta zona del país. La línea de transmisión Carhuaquero – Jaén tiene una longitud de 153.6 kilómetros y sus subestaciones fueron puestas en servicio el 29 de agosto con una inversión de 47.5 millones de nuevos soles, dando inicio al período de operación experimental por 30 días. El MEM recordó que en abril del presente año se culminó el tendido de los conductores de la línea, gracias al proceso de diálogo entablado entre la DGER, las rondas campesinas y los representantes del Frente de Defensa de los Intereses de la Provincia (Fedip) de Cutervo. Este diálogo sostenido con los ronderos y autoridades de la zona promueve el fortalecimiento de las relaciones armoniosas entre el Estado, las empresas sectoriales y la sociedad civil involucrada, además promueve la conservación y protección del medio ambiente. Asimismo, a través de esta línea de transmisión se alimentará a la futura Subestación Cutervo, cuya ejecución está a cargo de la empresa concesionaria Electronorte. Dicha subestación servirá para integrar al SEIN a los sistemas aislados de Cutervo y Querocoto – Huambos, así como para alimentar los futuros sistemas eléctricos rurales Cutervo II, III y IV Etapa y Querocoto – Huambos II Etapa. Reserva de generación eléctrica en el país se recuperó y se ubica en niveles de 30%, afirma Electroperú; Lima, set. 02 (ANDINA).- El margen de reserva de generación eléctrica del sistema nacional se ha recuperado significativamente y se ubica en niveles de 30 por ciento a la fecha, con lo que se descartan problemas en el abastecimiento de energía en el país, afirmó hoy el presidente de Electroperú, Luis Bedoya.
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El margen de reserva es una medida de la capacidad de reserva de un sistema eléctrico interconectado, es decir, la diferencia entre la capacidad efectiva de generación y la demanda máxima en un período determinado. Bedoya comentó que este año se observó una mayor disponibilidad de agua para la generación de centrales hidroeléctricas y para el 2010 se espera una mejor situación. “Con los actuales niveles de reserva es difícil que puedan presentarse fallas en el suministro, el incremento en los caudales y el ingreso de nuevas centrales aseguran una total cobertura”, indicó. Incluso, mencionó que si alguna central de 300 megavatios (Mw) tuviera problemas, ello no afectaría el suministro. Recordó que el año pasado sí se registraron algunos inconvenientes debido a que la central hidroeléctrica del Mantaro paró por mantenimiento, y la reserva de generación eléctrica en el país también era escasa. Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), en lo que va del 2009 ingresaron al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) 430 Mw, y para fines de este año se debe llegar a 941 Mw lo que representará un incremento de 22 por ciento en la oferta de generación eléctrica. Mientras que para el primer semestre del 2010 se espera llegar a 1,325 Mw, con lo cual la oferta de generación crecerá en 31 por ciento. Bedoya indicó que el próximo año Electroperú pondrá en marcha algunos proyectos para almacenar agua y poder utilizarla en épocas de estiaje, inversión que en promedio asciende a 80,000 dólares por un millón de metros cúbicos. “Estamos terminando de elaborar los proyectos para empezar a licitarlos en enero del próximo año para que las obras se inicien en abril, luego que haya pasado la época de lluvias”, precisó. Respecto a la posibilidad de cotizar acciones en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), indicó que la empresa está lista, sin embargo, debe definir antes los proyectos que piensa desarrollar en los próximos años y en base a ello buscar el financiamiento en el mercado de valores. “Tenemos en mente el proyecto de una central térmica de reserva que lo retomaremos cuando existan las condiciones para ello”, afirmó tras exponer en el IV Congreso Anual de Energía en el Cono Sur, que organiza Business News Americas. Comunidad Europea dona bienes por más de un millón de euros para electrificación rural en diez regiones; Lima, set. 03 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas aprobó la donación de bienes por más de un millón 300 mil euros efectuada por la Comunidad Europea a favor de la Dirección General de Electrificación Rural, que serán destinados a las comunidades rurales de diez departamentos beneficiarios del programa Euro – Solar. De acuerdo a la Resolución Ministerial N° 317-2009-MEM/DM publicada hoy en el boletín de Normas Legales del Diario Oficial El Peruano, la donación se realiza como parte del convenio de financiación ALA/2006/017-223 a favor de las comunidades rurales de Amazonas, Ayacucho, Cajamarca, Huancavelica, Ica, Junín, Lambayeque, Piura, Puno y Tacna. Asimismo, precisa que los bienes donados no podrán ser transferidos o cedidos por ningún título, ni destinados a fines distintos del que origina el beneficio de inafectación de acuerdo al reglamento para la inafectación del Impuesto General a las Ventas (IGV), impuesto selectivo al consumo (ISC) y derechos arancelarios a las donaciones. El valor de la donación asciende a un millón 312 mil 697.51 euros consistente en módulos fotovoltaicos, aerogeneradores, reguladores de carga, baterías, bancadas, ordenadores y accesorios. También proyectores, equipo multifunción, teléfonos IP, neveras, tableros de control, sistema de esterilización de agua, torre metálica, cargadores de baterías y pilas, conectores con cable, entre otros. La resolución ministerial está rubricada por el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez Gamarra.
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Buenaventura iniciará en marzo del 2010 construcción de hidroeléctrica Marañón; Lima, set. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) suspendió el proceso de caducidad de la concesión definitiva de la futura central hidroeléctrica Marañón, luego que la empresa concesionaria (la Compañía de Minas Buenaventura) se comprometió a iniciar obras en marzo del 2010 y presentó una carta fianza por 17.75 millones de nuevos soles. La hidroeléctrica, que tendrá una capacidad de 96 megavatios (Mw), estará ubicada en el distrito de Nueva Flores, provincia de Huamalíes - Dos de Mayo (Huánuco). De acuerdo al reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas, el proceso de caducidad puede ser suspendido si la empresa presenta un calendario garantizado de ejecución, acompañado de una garantía incondicional irrevocable y de ejecución inmediata. Cabe señalar que en enero de este año la Dirección de Concesiones Eléctricas de la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM recomendó iniciar el procedimiento de caducidad de dicha central debido a que hasta esa fecha la empresa no había iniciado obras. De acuerdo al cronograma anterior, la empresa debió haber iniciado su construcción el 4 de agosto del 2007 y entrar en servicio el 4 de enero del 2011. Sin embargo, hasta el año pasado la empresa no registró ningún avance debido a motivos de fuerza mayor, los mismos que de acuerdo a la evaluación del MEM no desvirtuaron la causal de caducidad. Pero en marzo último Buenaventura presentó un calendario garantizado de ejecución de obras, donde se compromete a iniciar la construcción de la central en marzo del 2010 y empezar la operación comercial en febrero del 2013. En consecuencia, habiendo cumplido las condiciones establecidas en el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se suspende el proceso de caducidad y se autoriza al director general de Electricidad a suscribir la modificación del contrato de concesión. MEM amplía plazo de inicio de obras de central hidroeléctrica Cheves; Lima, set. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) modificó hoy contrato de concesión de la central hidroeléctrica Cheves, a cargo de la empresa noruega SN Power, para prorrogar el inicio de ejecución de obra el cual estaba previsto para el 19 de octubre del 2008. También se modificó el diseño de la central para incrementar su potencia instalada de 158.6 megavatios (Mw), incluir una nueva área a la concesión y modificar el presupuesto del proyecto. El 21 de agosto último la empresa solicitó la modificación del contrato de concesión amparándose en razones de fuerza mayor, las mismas que no le permitieron iniciar las obras en los plazos previstos en el contrato de concesión. Esta concesión fue otorgada el 16 de julio del 2001 para instalar una central de una potencia de 525 Mw, sin embargo, en el año 2006 se modificó el contrato de concesión, reduciéndose la potencia a 158.6 Mw, además de modificarse el plazo de ejecución de obra. SN Power informó el miércoles último que evalúa participar en la licitación que realizará la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) para asegurar contratos de energía a las centrales que aún no han iniciado su construcción. En junio del 2010 recién se sabrá si hidroeléctrica de Inambari es viable económicamente; Lima, set. 15 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, informó hoy que recién en junio del 2010 se sabrá si la construcción de la central hidroeléctrica de Inambari es viable económicamente pues el consorcio Eletrobras - OAS y Furnas de Brasil aún no ha concluido los estudios de prefactibilidad de este proyecto. Precisó que el MEM sólo le ha otorgado hasta el momento una concesión temporal para que realice estudios de factibilidad, pero que no involucra la suscripción de contrato de concesión alguno. Esta concesión temporal fue otorgada el año pasado al consorcio Empresa de Generación Eléctrica Amazonas del Sur, que está conformado por tres empresas brasileñas. La central se ubicaría en el límite de los departamentos de Puno, Madre de Dios y Cusco, aproximadamente a 300 kilómetros de la frontera con el estado de Acre en Brasil.
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El plazo de la concesión es de dos años pudiendo extenderse por un año adicional sólo por razones de fuerza mayor o caso fortuito. En consecuencia, Sánchez indicó que aún es prematuro para hablar sobre los impactos que generaría su desarrollo porque aún no se sabe si el proyecto es viable técnica y económicamente. “No hemos dado autorización definitiva, no se está construyendo nada, sólo se están realizando estudios y una vez que estén listos evaluaremos todos los impactos sociales y ambientales del proyecto”, manifestó durante su presentación ante la Comisión de Pueblos Andinos, Amazónicos, Ambiente y Ecología del Congreso de la República. Indicó que los estudios determinarán el número de hectáreas que serían afectadas, la altura del embalse, el trazo alternativo para desviar la carretera Interoceánica Sur a fin de que no sea inundada, y los costos del proyecto, entre otros. Precisó que cualquier modificación en el Tramo 4 de la Interoceánica Sur debe ser coordinado con el Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC) y esos costos serán asumidos por el consorcio ya que no tiene lógica pensar que el Estado se vea afectado. Sin embargo, dijo que según información preliminar, el consorcio está evaluando varias opciones a fin de no afectar a la Interoceánica Sur ni tocar la reserva Bahuaje Sonene. “Entonces aún no podemos cuantificar el costo del impacto ambiental y de las compensaciones hasta que esté listo el estudio”, manifestó el ministro. Reiteró que los costos del impacto ambiental y social tendrán que ser asumidos por el consorcio y ello va a definir la viabilidad económica del proyecto. No obstante, destacó que de construirse este proyecto hidroeléctrico sería el único en Perú con una capacidad de generación de 2,000 megavatios (Mw). Además, se estima que su operación permitiría generar ingresos por 800 millones de dólares a la economía del país, utilidades por 75 millones y el 50 por ciento de ello correspondería al canon energético que pagaría la empresa. Un millón y medio de peruanos más ya cuentan con servicio de luz; Lima, set. 17 (ANDINA).- La electrificación rural en el país llegaba en el año 2006 a más o menos el 27% de la población; sin embargo, en la actualidad los esfuerzos llegan al 42% y la meta a julio de 2011 es beneficiar a tres millones de peruanos. El ingeniero Fernando Rossinelli Ugarelli, director general de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM), sostuvo que hoy un millón y medio de peruanos más cuentan con este elemental servicio y no pocas comunidades reciben capacitación para que la energía eléctrica también tenga usos productivos. “La meta en cinco años de gobierno es llegar al 58%; es decir, duplicar el servicio de electrificación. Con ese fin se entregaron los recursos y se desarrollaron proyectos a escala nacional con energía convencional mediante líneas de transmisión o sistema con paneles solares.” El funcionario, quien expuso en el seminario taller Alternativas energéticas para el desarrollo y competitividad regional, que realiza hasta hoy el Consejo Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación Tecnológica (Concytec) en el auditorio del Sencico, destacó que para lograr los objetivos trabajan con los gobiernos regionales y locales y las empresas distribuidoras. “En cerca de tres años hemos invertido 660 millones de nuevos soles para llevar energía eléctrica a las familias más necesitadas del país.” Detalló que al finalizar este año se habrán invertido 480 millones de nuevos soles en electrificación y en 2010 la inversión será de 420 millones de nuevos soles. MEM otorga a Pluspetrol Norte autorización para generación en central térmica Corrientes II de 19.2 Mw; Lima, set. 20 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una autorización por tiempo indefinido a Pluspetrol Norte para desarrollar la actividad de generación eléctrica en las instalaciones de la Central Térmica Corrientes II, con una potencia instalada de 19.2 megavatios (Mw).
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Dicha central estará ubicada en el distrito de Trompeteros, provincia de Loreto, departamento de Loreto. Pluspetrol Norte deberá construir las obras según el Cronograma de Ejecución de las Obras, que contempla un plazo de ejecución de ocho meses a partir de la entrada en vigencia de la resolución del MEM que autoriza dicha operación. La falta de ejecución de dichas obras de acuerdo con el cronograma de ejecución conllevará a la cancelación de la autorización. Según el MEM, la empresa ha presentado su declaración jurada de cumplimiento de las normas técnicas y de conservación del medio ambiente y el patrimonio cultural de la nación de acuerdo a lo señalado por la Ley de Concesiones Eléctricas. Por su parte, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la central térmica. Isonor de España solicitó garantías al Estado para desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica; Lima, set. 23 (ANDINA).- La empresa española Isonor, que tiene la concesión de las líneas de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, ha solicitado que el Estado lo garantice para poder acceder al financiamiento que requiere para el desarrollo de estos proyectos que demandarán una inversión de 319 millones de dólares, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Debido a la crisis internacional, la empresa presentó problemas para conseguir los recursos que necesita, explicó el director general de Electricidad del MEM, Ismael Aragón. “No podemos negar que la empresa ha sido afectada pero estamos conversando con Isonor para alcanzar una solución que permita viabilizar los proyectos y el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) también está evaluándolo”, manifestó. Aragón dijo que aún no se ha definido si se modificará el contrato de concesión pues ello es parte de las evaluaciones que se realizan. Comentó que Isonor también ha solicitado un margen de tiempo para conseguir el financiamiento, lo que tendría alguna incidencia en los plazos previstos para el desarrollo del proyecto. Además, indicó que la empresa ha pedido algunas modificaciones de las condiciones económicas en el contrato de concesión y todo se está evaluando y el próximo mes se tendría una definición. Las obras deberían haberse iniciado en estos meses, aunque la empresa a la fecha ya ha avanzado algunos estudios preliminares, dijo Aragón. La línea de transmisión Mantaro – Caravelí – Montalvo tendrá una extensión de 760 kilómetros y una potencia de 500 kilovatios (Kv), permitirá reforzar el enlace entre los sistemas eléctricos del centro y sur de Perú, lo que garantizará el suministro confiable de electricidad para la demanda de la región sur en el mediano y largo plazo. Mientras que la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse unirá las subestaciones eléctricas de Machu Picchu (Cusco) y Cotaruse (Apurímac) y tendrá una extensión de 200 kilómetros con una potencia de 220 Kv. La importancia de este proyecto radica en que permitirá evacuar la energía proveniente de la segunda fase de la Central Hidroeléctrica Machu Picchu de 85 megavatios (Mw) y de las centrales hidroeléctricas de Santa Teresa (109 Mw) y Pucará (124 Mw). Perú LNG pondrá en operación central térmica de 77.4 Mw en Cañete; Lima, set. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) autorizó hoy a Perú LNG a desarrollar actividades de generación eléctrica en las instalaciones de la futura central térmica Pampa Melchorita II, con una potencia instalada de 77.4 megavatios (Mw), a ubicarse en el distrito San Vicente de Cañete, en Lima. La empresa deberá realizar las obras de acuerdo al cronograma establecido, que comprende tres meses contados a partir de la vigencia de la resolución ministerial publicada hoy.
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En Pampa Melchorita se construye la planta de licuefacción de gas natural que demandará una inversión de 3,800 millones de dólares, y en donde se enfriará el hidrocarburo, a menos 163 grados centígrados, transformándolo en líquido para exportarlo al mercado mexicano en el 2010. La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ha verificado y evaluado que Perú LNG ha cumplido con los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas-y-su-reglamento. Empresa Administradora Chungar realizará estudios de generación para hidroeléctrica Chancay de 108 Mw. Lima, oct. 02 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la Empresa Administradora Chungar para desarrollar estudios a nivel de factibilidad para generación de energía en la futura central hidroeléctrica Chancay, con una potencia estimada de 108 megavatios (Mw). Dicha central se ubicaría en los distritos de San Miguel de Acos, Veintisiete de Noviembre, Atavillos Bajo y Pacaraos, provincia de Huaral en Lima, por un plazo de nueves meses. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la Nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ha verificado y evaluado que el peticionario ha cumplido con los requisitos establecidos en el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Buena pro para incorporar 500 Mw de energía renovable al sistema se entregará a mediados de diciembre. Lima, oct. 07 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, estimó hoy que a mediados de diciembre se realizará la subasta y entrega de la buena pro de los proyectos de generación eléctrica en base a energías renovables por una capacidad total de 500 megavatios (Mw). “Esto será parte de un proceso público internacional que sigue el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), y que esperamos concluya pronto”, dijo ante el pleno del Congreso de la República. El MEM precisó que la subasta, realizada en cumplimiento del Decreto Legislativo Nº 1002, comprende a cualquiera de los recursos energéticos renovables, tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz e hidráulicas menores a 20 Mw. Cabe recordar que la energía requerida anual total y que está comprendida en dicha subasta es de 1,314 gigavatios hora (Gwh), la misma que equivale a una potencia de 500 Mw con un factor de planta de 0.3. Los interesados en participar como postores en esta subasta se registran en el sistema de información habilitado por el Osinergmin en su portal de Internet. En julio pasado el Osinergmin estimó que para setiembre u octubre culminaría un estudio que determinará el mecanismo de subsidio que se establecerá en la subasta de proyectos de generación eléctrica con energías renovables, principalmente de energía eólica (generada con viento). MEM publicará en próximas semanas propuesta de Plan de Energía del país para debate nacional. Lima, oct. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que publicará en las próximas semanas la propuesta del Plan de Energía del país para que se debata a nivel nacional de modo que llegue a ser un instrumento consensuado y efectivo para impulsar al sector. La política desarrollada por el MEM tiene como meta alcanzar un sistema energético sostenible, confiable y económico, que además utilice eficientemente los recursos nacionales y abastezca adecuadamente las demandas sectoriales, manifestó el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez.
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“Para lograr el cambio de la matriz energética venimos elaborando una estrategia de desarrollo sostenible en base a los recursos de energía del país, orientados a maximizar el uso de las fuentes de energía primaria disponibles en el tiempo”, sostuvo. Anotó que dado que se necesita un consenso nacional sobre la estrategia a seguir, se publicará próximamente la propuesta del Plan de Energía para el debate nacional. “Las metas trazadas del ministerio son desarrollar el diseño de implementación de la matriz energética sostenible, así como una planificación energética integrada de carácter permanente que se sustente en el mencionado plan”, dijo. Asimismo, se busca valorar la correlación entre fuentes de energía primaria en cuanto a la dotación de recursos y los costos de transformación y transporte a los centros de consumo, de manera que se garantice el suministro de largo plazo a costos competitivos, refirió. “Se vienen profundizando medidas de eficiencia energética con impacto en la matriz para favorecer la utilización de ciclos combinados para el sector eléctrico y el uso de focos ahorradores”, dijo ante el Congreso de la República. En ese sentido, comentó que alineados con las metas a largo plazo, el Poder Ejecutivo tomará una serie de medidas y compromisos en lo que resta del año para impulsar la transformación de la matriz energética. Por ejemplo, el 12 de octubre próximo la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) entregará la buena pro para incorporar 500 megavatios (Mw) de nueva generación hidroeléctrica a partir del año 2013, manifestó. Asimismo, en diciembre las empresas distribuidoras culminarán el proceso de licitación para incorporar hasta 1,300 Mw de nueva generación térmica e hidráulica a partir del 2014. Finalmente, y como meta ambiciosa, se busca instalar una gran red de interconexión en 500 kilovoltios desde el norte hasta el sur de Perú con el fin de cubrir la demanda con la energía más eficiente que disponga el país, concluyó el ministro.
Ministerio de Energía promociona uso eficiente de energía eléctrica. Lima, oct. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) está promocionando el uso eficiente de la energía con el fin de contribuir a que exista un mayor suministro, proteger al consumidor y reducir el impacto ambiental negativo de su uso. En el marco del Día Nacional del Ahorro de Energía, que se conmemora el próximo miércoles 21 de octubre, el MEM indicó que su objetivo es promover la creación de una cultura orientada al empleo racional de los recursos energéticos entre la población. Al respecto, el ministro Pedro Sánchez formuló un llamado a los peruanos a usar eficientemente la energía eléctrica apagando sus luces y cualquier aparato eléctrico que no esté en uso, además de advertir de los riesgos que pudieran estar expuestos por malas conexiones eléctricas. “Cambiar focos incandescentes por lámparas ahorradoras permite ahorrar energía”, enfatizó Sánchez. Advirtió a los usuarios que ahora existen modernos tomacorrientes que pueden evitar electrocuciones como las registradas últimamente en algunos distritos de la capital. La promoción del uso eficiente de la energía está a cargo de la Dirección General de Electricidad del MEM, que ofrece las siguientes recomendaciones para el uso adecuado de los artefactos eléctricos: - Cambiar focos incandescentes por lámparas ahorradoras. - Apagar las luces cuando no necesitemos de ellas. - Pintar la casa u oficina con colores claros que permitan mayor visibilidad. - Mantener la puerta de la refrigeradora bien cerrada, y evitar fugas que requiera mayor corriente eléctrica. - Planchar, lavar y secar la ropa en tandas grandes para ahorrar energía. - Planchar durante el día y evitar hacerlo durante la hora punta de 18 y 22 horas. - Se recomienda desconectar los aparatos o artefactos eléctricos que no se estén usando. - La terma debe ser usada por un tiempo límite.
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- No encender la computadora si no se tiene una idea clara del trabajo a realizarse.
COES incrementa a 640 Mw capacidad de generación eólica que puede ingresar al sistema. Lima, oct. 20 (ANDINA).- El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) incrementó de 375 a 640 megavatios (Mw) la máxima capacidad de generación eólica que puede conectarse al sistema eléctrico peruano, de acuerdo a reajustes realizados recientemente. En agosto último un informe de la consultora Electrical System Consultants de Italia, la cual fue contratada por el COES, determinó en 375 Mw la máxima capacidad de generación eólica a conectarse al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). “Habíamos indicado 375 Mw sobre la base de que las eólicas tendrían preferencia absoluta en el despacho, pero se ha revisado la parte legal y siempre y cuando no afecten la economía del sistema, se ha establecido un tope máximo de 640 Mw”, afirmó el presidente del COES, César Butrón. Precisó que en las bases de la próxima subasta de energías renovables que ha convocado el Ministerio de Energía y Minas (MEM), se han asignado 100 Mw para las energías eólicas, que si bien es un monto bajo no necesariamente es un monto fijo. Según las bases, en esta subasta también pueden participar proyectos de generación hidroeléctrica y solar. Explicó que de acuerdo al esquema, si hay una tecnología que no se cubre, la generación eólica puede ingresar a cubrir esa potencia para la cual no se presenten postores. La entrega de la buena pro de esta licitación está prevista para el 15 de enero del 2010, según el cronograma establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Hasta la fecha el MEM ha otorgado concesiones temporales para estudios de generación eólica por más de 9,000 Mw, pero no todos recibirán una concesión definitiva.
MEM suscribe contrato de concesión con Consorcio Transmantaro para línea de transmisión a Ica. Lima, oct. 21 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) suscribió hoy con la empresa Consorcio Transmantaro un contrato de concesión para el proyecto reforzamiento del sistema de transmisión sur medio que comprenderá la construcción de la línea de transmisión Independencia – Ica en 220 kilovoltios (Kv). Este proyecto atenderá y solucionará el incremento registrado en el consumo de electricidad en las zonas de Ica y Marcona, hasta llegar a 140 megavoltios amperes (MVA), que equivalen al 100 por ciento de la capacidad de transmisión de la actual línea. El plazo del contrato de concesión incluye un período pre operativo de 18 meses contabilizados a partir de la firma del contrato, y un período de operación comercial de 30 años. El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, indicó que este proyecto garantizará el abastecimiento de energía a la región Ica, que ha presentado los mayores incrementos en la demanda eléctrica. Al respecto, el gerente general de Consorcio Transmantaro, Carlos Ariel Naranjo, indicó que el año pasado la demanda en esta región duplicó el crecimiento económico del país, es decir, creció 20 por ciento versus el nueve por ciento del avance del Producto Bruto Interno (PBI). “Con esta línea vamos a dar una mayor confiabilidad al sistema y vamos a cumplir en los plazos previstos acordados con el gobierno”, manifestó. El concesionario invertirá 9.1 millones de dólares para el desarrollo de este proyecto, cuya buena pro fue otorga a mediados del año pasado, y que forma parte del Plan de Estímulo Económico (PEE) que implementa el gobierno. El Consorcio Transmantaro, junto con ISA Perú y Red de Energía del Perú (REP), son empresas del grupo empresarial ISA de Colombia, el mayor transportador de energía de Sudamérica.
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Isonor de España solicitó postergar por 18 meses inicio de obras de líneas de transmisión para sur del país. Lima, oct. 25 (ANDINA).- La empresa española Isonor solicitó postergar por 18 meses el plazo de inicio de las obras de la línea de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, debido a problemas de financiamiento por la crisis financiera internacional, informó el Ministerio de Energía y Minas (MEM). El viceministro de Energía, Daniel Cámac, indicó que su sector está evaluando dicha solicitud a fin de determinar si esta posible postergación no genera inconvenientes en el suministro eléctrico para la zona sur del país. “Estamos analizando las razones de fuerza mayor que ha argumentado la empresa para poder emitir un pronunciamiento, 18 meses es un plazo bastante largo”, manifestó a la agencia Andina. El consorcio Isonor Transmisión, integrado por Elecnor y Grupo Isolux Corsan de España, se adjudicó en abril de este año la buena pro para la concesión de la construcción y operación de las líneas de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse. Precisó que Isonor debió iniciar obras en junio de este año y concluirlas en 36 meses, de acuerdo al contrato de concesión suscrito con el Estado peruano, según el cual se comprometió a realizar una inversión de 319 millones de dólares. Cámac indicó que esta semana el MEM debe emitir un pronunciamiento sobre la solicitud presentada por Isonor. Sin embargo, dijo que gracias a la adenda suscrita con el Consorcio Transmantaro para la ampliación de la línea de transmisión Mantaro -Socabaya, se ha asegurado el suministro de energía a la zona sur del país. “El MEM tomó las previsiones en su momento para que se amplíe esta línea y hemos asegurado el transporte de más de 500 megavatios (Mw) para las regiones del sur”, declaró. Al respecto, el gerente general de Consorcio Transmantaro, Carlos Ariel Naranjo, indicó que fue un proceso bastante agresivo el que se registró el año pasado para la concesión de estas líneas. “Están pagando las consecuencias de la agresividad, nosotros ganamos el tercer proyecto de la línea Chilca – Planicie - Zapallal y vamos a llegar en el plazo previsto para el primer semestre del 2011”, indicó a Andina. Se abstuvo de opinar si es conveniente otorgar dicha prórroga de 18 meses, pero en todo caso dijo que se debe asegurar la confiabilidad del sistema de transmisión. “Con la ampliación se podrá atender la demanda, pero se pierde la calidad del servicio y ello podría generar cortes de suministro, el Estado tiene que hacer un esfuerzo grande para que el atraso no sea mayor”, enfatizó. La línea de transmisión Mantaro – Caravelí – Montalvo tendrá una extensión de 760 kilómetros y una potencia de 500 kilovatios (Kv), permitirá reforzar el enlace entre los sistemas eléctricos del centro y sur de Perú, lo que garantizará el suministro confiable de electricidad para la demanda de la región sur en el mediano y largo plazo. Mientras que la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse unirá las subestaciones eléctricas de Machu Picchu (Cusco) y Cotaruse (Apurímac) y tendrá una extensión de 200 kilómetros con una potencia de 220 Kv. La importancia de este proyecto radica en que permitirá evacuar la energía proveniente de la segunda fase de la Central Hidroeléctrica Machu Picchu de 85 Mw y de las centrales hidroeléctricas de Santa Teresa (109 Mw) y Pucará (124 Mw).
MEM elimina exclusividad en otorgamiento de concesiones temporales en sector eléctrico. Lima, oct. 30 (ANDINA).- Las concesiones temporales para proyectos de energía no tendrán carácter de exclusividad, por lo que se podrá otorgar dichas concesiones para realizar estudios de centrales de generación, subestaciones y líneas de transmisión a más de un peticionario a la vez, dispuso hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM) . Ello como parte de las modificaciones realizadas al reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas publicada hoy por este sector.
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Pero si estando vigente una concesión temporal, un tercero solicita la concesión definitiva sobre la misma área que está siendo usada por dicha concesión, tendrá preferencia el que ha solicitado la concesión definitiva. Esto evidencia que el Estado reconoce que la realización de estudios no puede tener prevalencia sobre el desarrollo efectivo de las actividades eléctricas. La norma también establece que en caso se otorgue una concesión temporal sobre una misma área, las servidumbres temporales que sean constituidas deberán ser utilizadas de forma conjunta cuando esto sea posible, con el fin de ser lo menos gravosa para el predio sirviente. Con ello se busca regular el uso de un predio ajeno por parte de varios titulares de concesión temporal con la finalidad de reducir al mínimo la perturbación del derecho de propiedad. Además, las compensaciones o indemnizaciones que tengan lugar a favor de los titulares de los predios afectados serán prorrateadas entre los beneficiados por las servidumbres compartidas. Otras de las modificaciones establecen que el monto de la garantía de fiel cumplimiento para la ejecución de obras será equivalente al uno por ciento del presupuesto del proyecto con un tope de 500 Unidades Impositivas Tributarias (UIT), equivalentes a un millón 775 mil nuevos soles. De esta manera, se establece la igualdad del tope de esta garantía para todos los derechos eléctricos que sirven para el desarrollo de las actividades eléctricas. Antes habían menores topes para la generación hidroeléctrica con el fin de promover la inversión, pero se tuvo un efecto inverso y nocivo pues finalmente se promovió la especulación con la subsistencia de concesiones de generación hidráulica que nunca se construyeron, precisó.
MEM afirma que sólo 3,262 personas serían reubicadas por central de Inambari. Lima, oct. 30 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, informó hoy que un posible desarrollo de la central hidroeléctrica de Inambari sólo obligaría a reubicar a 3,262 personas, cifra pequeña comparada con la población existente en la zona. La central se ubicaría en el límite de los departamentos de Puno, Madre de Dios y Cusco, aproximadamente a 300 kilómetros de la frontera con el estado de Acre en Brasil. Dijo que la central generaría 2,000 megavatios (Mw) que no podrían ser absorbidos en su totalidad por el mercado peruano porque la demanda nacional es de 4,000 Mw que ya están siendo cubiertos. Por ello, el ministro dijo que con un buen acuerdo entre Perú y Brasil para una interconexión eléctrica se podría exportar energía mientras que el mercado local alcanza un mayor desarrollo. “En el largo plazo, de diez a 15 años, el sistema eléctrico estará en capacidad de absorber la energía generada por esta central”, afirmó. Se espera que en junio del 2010 se conocerá si la construcción de la central hidroeléctrica de Inambari es viable económicamente pues el consorcio Eletrobras - OAS y Furnas de Brasil aún no ha concluido los estudios de prefactibilidad de este proyecto. El ministro se presentó hoy junto al gabinete en el Congreso de la República para responder a la Estación de Preguntas que comprende 52 interrogantes formuladas por diversas bancadas parlamentarias. MEM amplía a 854.99 Mw autorización de Kallpa para generación eléctrica por nueva turbina a vapor. Lima, nov. 01 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) modificó hoy la autorización para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la Central Térmica Kallpa, de la que es titular Kallpa Generación, incrementando su potencia instalada de 562.19 a 854.99 megavatios (Mw), a consecuencia de la futura instalación del cuarto grupo G4 con turbina a vapor. Según una resolución del MEM publicada hoy, Kallpa Generación deberá construir las obras de ampliación según el Cronograma de Ejecución de Obras para la instalación del cuatro grupo G4, en un plazo de 35 meses contados a partir de hoy. Ante la falta de ejecución de las obras de ampliación de acuerdo a dicho cronograma, quedará sin efecto esta ampliación.
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El MEM explicó que Kallpa Generación presentó el 17 de setiembre del 2009 una solicitud de modificación para incrementar la capacidad instalada de la Central Térmica Kallpa como consecuencia de la futura instalación del cuarto grupo G4 con turbina a vapor. Este grupo será instalado adyacente a los otros grupos con turbina a gas natural, ubicados en el distrito de Chilca (Cañete) en Lima, que en su conjunto formarán el sistema de ciclo combinado de generación eléctrica. Cabe señalar que para la instalación del primer grupo G1 el MEM otorgó una autorización para una capacidad instalada de 190.40 Mw el 17 de marzo del 2006, el 17 de enero del 2008 amplió dicha autorización a 369.75 Mw para el G2, y el 29 de setiembre del mismo año la incrementó a 562.19 Mw para el G3. Más de 58 mil pobladores de Cajamarca se beneficiarán con obras de electrificación rural. Lima, nov. 05 (ANDINA).- Más de 58 mil pobladores de 244 localidades del departamento de Cajamarca se beneficiarán con los tres proyectos de electrificación rural que pondrá en marcha en las próximas semanas el Ministerio de Energía y Minas (MEM) con una inversión superior a los 56 millones de nuevos soles. Se trata de la ejecución del “Sistema Eléctrico Rural (SER) Santa Cruz – Chota – Bambamarca IV Etapa, Fases I, II y III", cuya licitación pública convocó el MEM a través de su Dirección General de Electrificación Rural (DGER) y que representará la instalación de 13 mil 538 nuevas conexiones eléctricas. El MEM precisó que el SER Santa Cruz – Chota – Bambamarca IV Etapa - Fase I se ejecutará a un costo de 11'794.369 nuevos soles. El SER Santa Cruz – Chota – Bambamarca IV Etapa - Fase II costará 29'593.556 nuevos soles. Y el SER Santa Cruz – Chota – Bambamarca IV Etapa - Fase III 15'549.152 nuevos soles. Hacen un total de 56'937.077 nuevos soles. Las obras, que serán ejecutadas en 19 distritos de las provincias de Cajamarca, Chota, Hualgayoc y Santa Cruz, serán financiadas con recursos del Tesoro Público. La presentación de propuestas se ha fijado para el 12 de noviembre y el otorgamiento de buena pro el próximo 19 de noviembre. Las tres obras estarán listas en 360 días calendarios a partir del otorgamiento de la buena pro. La Dirección General de Electrificación Rural del MEM será la responsable de hacer el seguimiento a dichos proyectos, que forman parte del compromiso del Gobierno de electrificar otras tres mil localidades antes de culminar su período. Con estas nuevas obras, el MEM eleva la cobertura de electrificación rural en el país permitiendo activar la economía local y regional con trabajo directo e indirecto, además de mejorar los niveles de vida de los peruanos de esas localidades. MEM otorga concesión temporal para centrales hidroeléctricas Tulpac y Palenque de 20 Mw. Lima, nov. 06 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de Newhaven Asset & Project Managers Peru para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica en las futuras centrales hidroeléctricas Tulpac y Palenque, con una potencia instalada total de 20 megavatios (Mw). Los estudios para dichas centrales se realizarán por un plazo de 24 meses en los distritos de Chuquibamba, Uchumarca, Longotea y Oxamarca, provincias de Celendín (Cajamarca), Chachapoyas (Amazonas) y Bolívar (La Libertad), respectivamente. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.
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Empresa de Generación Huallaga recibe concesión para construir hidroeléctrica de 360 Mw en Huánuco. Lima, nov. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión definitiva de generación con recursos energéticos renovables a favor de la Empresa de Generación Huallaga para desarrollar la actividad de generación eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Chaglla. La central hidroeléctrica, que tendrá una potencia instalada de 360 megavatios (Mw), estará ubicada en los distritos de Chinchao, Chaglla y Umari, de las provincias de Huánuco y Pachitea, del departamento de Huánuco. El respectivo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) fue aprobado el 31 de julio del presente año y la central utilizará los recursos hídricos del río Huallaga. Igualmente, autorizó al director general de Electricidad del MEM a suscribir el correspondiente contrato de concesión. Misión europea supervisará instalación de kits de energía renovable del Programa Euro-Solar. Lima, nov. 10 (ANDINA).- Una misión evaluadora externa del Programa Euro-Solar arribó a Perú para supervisar las localidades rurales donde se instalarán 130 kits de generación de electricidad proveniente de fuentes renovables y que mejorarán la calidad de vida de estas comunidades, informó hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). La misión está liderada por el jefe de la Unidad de Operaciones Centralizadas en América Latina de la Comisión Europea, José María Gonzáles y Gonzáles, quien acompañado del consultor Roberto Canessa, viajará por diversas localidades de provincias del país para supervisar dicho programa que promueve el uso de las energías renovables como motor de desarrollo humano en las comunidades menos favorecidas. El Programa Euro-Solar es una iniciativa pionera a nivel mundial de la Oficina de Cooperación de la Comisión Europea (Europe Aid), que es desarrollada en Perú por la Dirección General de Electrificación Rural del MEM, y además participan los sectores Educación y Salud. Este programa entregará 130 kits de generación de electricidad a igual número de comunidades rurales del país. Los kits comprenden equipos de generación eléctrica por paneles fotovoltaicos y aerogeneradores, que podrán ser usadas en computadoras portátiles, conservadora de vacunas, purificador de agua y demás artefactos de uso comunitario. La instalación de estos equipos permitirá mejorar el nivel educativo de los escolares, quienes tendrán acceso a Internet para comunicarse con el mundo, conservar las vacunas adecuadamente para su uso oportuno en campañas de vacunación y permitirá acceder a agua segura mediante el uso del purificador, que reducirá las infecciones por parásitos, diarreas y enfermedades a la piel. La instalación de los kits estará a cargo de la empresa Control y Montajes Industriales (Cymisa) y se ha previsto el suministro e instalación de un primer grupo de 101 kits, en las regiones de Ayacucho, Ica, Cajamarca, Piura, Amazonas, Huancavelica, Junín, Puno, Lambayeque y Tacna. Los otros 29 se instalarán en una segunda etapa completando así las 130 comunidades beneficiarias en Perú. A la fecha se vienen ejecutando las obras civiles para la instalación de los kits, y ya han arribado al puerto del Callao cinco embarques conteniendo sus componentes para la instalación. Osinergmin incluyó a Termochilca en demanda de gas natural que deberá atender Cálidda. Lima, nov. 11 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) informó hoy que ha considerado a la empresa de generación eléctrica Termochilca como uno de los clientes que deberá atender la empresa Cálidda, Gas Natural del Perú. Cabe señalar que en setiembre último la empresa de generación eléctrica Kallpa también fue incluida en la demanda que deberá atender Cálidda, a pesar de la oposición de esta termoeléctrica a conectarse a la red de distribución porque había construido su propio ducto. Termochilca planea poner en operación comercial una planta de generación de 196 megavatios (Mw) en diciembre del 2011 tras haber formalizado en setiembre último un contrato de suministro de gas con el Consorcio Camisea.
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El consorcio le suministrará un millón 275 mil metros cúbicos de gas natural por día para la generación de electricidad en ciclo abierto de su turbina a gas. Cálidda había estimado que la demanda de gas de los clientes de generación eléctrica sería de 990 millones de metros cúbicos en el 2011, sin embargo, el Osinergmin calcula una demanda de 1,934 millones. Termochilca ya ha iniciado la licitación para el suministro y equipamiento de la planta térmica y se está solicitando la autorización de generación ante el Ministerio de Energía y Minas (MEM). El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) fue aprobado por el MEM en junio del 2009 y el certificado de conformidad para la conexión al sistema ya fue otorgado por el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES-Sinac) en el mes de setiembre. Según el regulador, Cálidda deberá realizar las inversiones requeridas para conectar a Termochilca a su red de distribución y suministrarle el gas natural para la operación de su planta. Perú puede exportar a Ecuador entre 40 MW y 50 MW, afirma MEM. Lima, nov. 13 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que Perú puede exportar entre 40 y 50 megavatios (MW) promedio de potencia de energía a Ecuador, para que este país abastezca su demanda interna. El Poder Ejecutivo autorizó a la empresa generadora de energía eléctrica de mayor capacidad del Estado suscribir contratos de suministro para la exportación de electricidad, con la finalidad de atender requerimientos temporales hasta el 30 de abril de 2010. Esto debido a que el gobierno de Ecuador solicitó a Perú la cooperación temporal de emergencia en materia energética, apelando a las complementariedades existentes entre ambos países para asegurar suministro confiable y suficiente energía, en la medida en que no se vea afectado negativamente el mercado peruano. Al respecto, el viceministro de Energía, Daniel Cámac, sostuvo que dicha cantidad corresponde al porcentaje que actualmente se considera como energía que no se utiliza en el mercado interno peruano. “La exportación se daría por la complementariedad que existe entre ambos países, ya que Perú está entrando en un período de avenida.” Explicó que en lo que va del año han ingresado aproximadamente 1,300 MW de nueva generación al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), y en diciembre entrará la central hidroeléctrica Platanal con 220 MW adicionales. “Entonces, en un régimen de hidrología promedio habría aproximadamente entre 40 y 50 megavatios que se pueden exportar hacia Ecuador. Pero si se presenta un escenario más seco, ya no se exportaría esa cantidad”, precisó. Kallpa emitirá bonos por US$ 172 millones y tomará crédito por 105 millones para conversión a ciclo combinado. Lima, nov. 17 (ANDINA).- Kallpa Generación anunció hoy el cierre financiero para la conversión a ciclo combinado de sus tres turbinas existentes que operan con gas natural de Camisea, a través de la emisión de bonos en el mercado local por 172 millones de dólares y un préstamo sindicado de 105 millones, y el costo total del proyecto ascenderá a aproximadamente 400 millones. Este proyecto, llamado Kallpa IV, entrará en operación comercial en la segunda mitad del 2012 y la empresa alcanzará los 850 megavatios (Mw) de potencia instalada, convirtiéndose en la central de generación más grande del país. La compañía cuenta con la aprobación ambiental así como con la autorización de generación por parte del Ministerio de Energía y Minas (MEM), con lo cual se han obtenido los permisos necesarios para la construcción y operación de este proyecto. “Esta inversión es muy importante para nuestra empresa y para el país pues, una vez culminada, Kallpa Generación se convertirá en la empresa térmica más eficiente del mercado”, comentó el presidente de Inkia Energy, Javier García Burgos.
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Destacó que lo más resaltante es que se aumentará la generación en 280 Mw, sin consumir una molécula adicional de gas, en momentos en los que el país reclama una mayor eficiencia en el uso de este recurso. El 74.9 por ciento de Kallpa Generación es propiedad de Inkia Energy, la primera empresa internacional de energía con sede principal en Perú. Con activos cercanos a 1,400 millones de dólares Inkia Energy posee inversiones en seis países de Latinoamérica y el Caribe. La empresa lleva a cabo un ambicioso plan de inversiones en Perú y la región, incluyendo una central hidroeléctrica de alrededor de 400 Mw en Huancavelica. El 25.1 por ciento restante es propiedad de Quimpac, empresa peruana de productos químicos, y uno de los cinco mayores productores de cloro soda en Sudamérica. Inkia Energy es una subsidiaria 100 por ciento propiedad de Israel Corp, la empresa holding más grande de Israel, con inversiones a nivel mundial en energía, químicos y fertilizantes, y transportes, y con una capitalización bursátil de alrededor de 13,000 millones de dólares. Perú ahorrará 15% de energía en próximos 10 años con uso eficiente, afirma MEM. Lima, nov. 18 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) presentó su Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía (PRUEE) para el periodo 2009-2018, que tiene como meta ahorrar 600 megavatios (MW) en demanda eléctrica, que representa el 15 por ciento de la energía que se consume en el país. “Otras de las metas es ahorrar 5,291 millones de dólares y reducir 35 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO2)”, indicó el director de Normatividad Eléctrica de la Dirección General de Electricidad del MEM, Orlando Chávez. Precisó que dicho plan, elaborado por el MEM y aprobado por los gobiernos regionales, será actualizado constantemente y comprende acciones específicas para cuatro sectores: residencial, productivo y de servicios, público y transporte. Para el sector residencial se tiene proyectado sustituir un millón de cocinas tradicionales por cocinas mejoradas eficientes, modernizar la iluminación de uso doméstico y mejorar los hábitos de consumo de la población. Además, la sustitución de 100 mil termas eléctricas por solares, al igual que lograr el etiquetado de eficiencia energética en los electrodomésticos. El plan para el sector productivo y de servicios propone la sustitución de 30 mil motores eléctricos, utilizar una iluminación eficiente (reemplazo de T12 por T8, balastos electromagnéticos por electrónicos y focos incandescentes por focos ahorradores), entre otros aspectos. Indicó que en el sector público se espera hacer una modernización energética del Estado, formación de una cultura de eficiencia energética en las entidades gubernamentales y elaboración e implementación de normas. Asimismo, la introducción de tecnologías eficientes y promoción de edificios modelo de eficiencia energética, además de establecer comités de ahorro de energía y aplicar esquemas financieros mediante los cuales pagar la inversión de las mejoras energéticas vía ahorro de energía. Finalmente, manifestó que en el sector transporte se propone reducir el consumo de combustible por unidad de recorrido, para lo cual se establecerán campañas de información y medidas regulatorias tendientes a lograr la conducción y gestión eficiente del tráfico vehicular. Más de 14 mil ancashinos de 77 localidades se beneficiarán con obras de electrificación. Lima, nov. 20 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) destinó 15.5 millones de nuevos soles para la ejecución de varias obras de electrificación rural en el departamento de Ancash, que beneficiarán a más de 14 mil pobladores de 77 localidades de las provincias de Yungay y Carlos Fermín Fiztcarrald.
Se trata de la ampliación y construcción del Sistema de Electrificación Rural de la red primaria y secundaria del distrito de Quillo (Yungay), que cuenta con una inversión de 10.3 millones de
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nuevos soles. Esta obra que ya está en ejecución y beneficiará a 40 comunidades que albergan a 8,498 personas. La segunda obra es la ampliación y construcción de Sistema Eléctrico Rural de la red primaria y secundaria del distrito de San Luis (Carlos Fermín Fiztcarrald), que se iniciará en los próximos días. Esta obra contará con una inversión cercana a los 5.2 millones de nuevos soles y beneficiará a 33 localidades que albergan a 5,532 pobladores. El financiamiento de los proyectos está garantizado debido a los convenios suscritos entre este MEM y las municipalidades de Carlos Fermín Fitzcarrald y Quillo. Con estas obras se pretende aumentar la cobertura de electrificación rural en Ancash, activando la economía local y regional con puestos de trabajo directos e indirectos. La Dirección General de Electrificación Rural del MEM será la responsable del seguimiento técnico a estas obras. Las inversiones en electrificación rural son parte del compromiso del Gobierno para mejorar los niveles de vida de los peruanos menos favorecidos. MEM reduce impacto de precio de distribución de gas natural en tarifas eléctricas. Lima, nov. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que se han tomado medidas para reducir el impacto en las tarifas eléctricas que se generará como consecuencia del próximo reajuste de las tarifas de distribución de gas natural en Lima y Callao. “Había preocupación de que el nuevo esquema de tarifas de distribución de gas incida en un alza del precio de la electricidad para los usuarios, por eso hemos publicado una norma que minimiza este impacto”, indicó el viceministro de Energía, Daniel Cámac. De acuerdo al Decreto Supremo N° 082-2009 del MEM, publicado el 21 de este mes, se crea un sistema de compensación para amortiguar el paso de la tarifa única a los generadores eléctricos de Lima y Callao. En consecuencia, se suspende la aplicación de la tarifa única a los generadores eléctricos ubicados en la zona de concesión de Cálidda Gas Natural del Perú, hasta el 31 de diciembre del 2013. De acuerdo a la propuesta de regulación tarifaria del Organismo Supervisor de Inversión Privada en Energía y Minería (Osinergmin), el precio del gas natural para los generadores se incrementaría en diez por ciento, lo que hubiera tenido un impacto de dos por ciento en la tarifa eléctrica del usuario residencial. Sin embargo, con este sistema de compensación que se está creando el impacto en la tarifa para el usuario residencial será de uno por ciento, reveló durante su presentación ante la Comisión de Defensa del Consumidor y Organismos Reguladores de Servicios Públicos del Congreso de la República. Precisó que esta alza de uno por ciento sólo se aplicaría a los usuarios de Lima y Callao, ya que en el resto del país no tendrá impacto alguno porque la red de distribución de la empresa Cálidda sólo se circunscribe a ese ámbito. El viceministro precisó que tras la publicación de este decreto, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) deberá incorporar este factor en su propuesta tarifaria de distribución de gas natural. Además, dijo que para que esta tarifa única se aplique, el MEM debe renegociar el contrato BOOT (construye, posee, opera y transfiere) con Cálidda, proceso que debe iniciarse próximamente. Consumo eléctrico de usuarios residenciales e industrias se recupera en noviembre. Lima, nov. 25 (ANDINA).- El consumo de energía en el mes de noviembre registró una importante recuperación que generó que la distribuidora de electricidad Edelnor registrara un récord de demanda eléctrica al alcanzar los 940 megavatios (Mw), informó hoy la empresa. Este récord se batió el 24 de noviembre último y fue superior a la máxima demanda del 2008 en que Edelnor registró una cifra histórica de 934 Mw.
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El incremento de la demanda se explica por un crecimiento uniforme en el mayor consumo de los clientes residenciales de Lima y Callao, explicó. Además, por el incremento de diversas actividades económicas como la pesca, elaboración de productos alimenticios y bebidas, fabricación de otros productos minerales no metálicos, entre otros. Esta cifra histórica sustenta el crecimiento y el fortalecimiento de la economía peruana, siendo el consumo eléctrico uno de los primeros indicadores del dinamismo que viene recuperando la economía. “Este año, la crisis económica frenó el crecimiento de la demanda eléctrica, sin embargo, en noviembre se observó un crecimiento sostenido que refleja los signos claros de recuperación económica”, indicó. En setiembre la demanda de energía eléctrica cayó en uno por ciento, tras haber crecido nueve por ciento en similar mes del año pasado, según información del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Proyectos de generación de energía eléctrica identificados en Perú superan los 58,000 Mw. Lima, nov. 27 (ANDINA).- Los proyectos de generación de energía eléctrica identificados en Perú superan los 58,000 megavatios (Mw); sin embargo, el potencial de producción es aún mayor, señaló hoy el Ministerio de Energía y Minas (MEM). “Empezamos un proceso tecnológico para actualizar las cifras del potencial de producción eléctrica”, manifestó el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. Sostuvo que en los últimos meses ha habido una recuperación en la demanda de energía eléctrica ya que ha mejorado el dinamismo de la economía nacional. “Debido a la crisis financiera internacional la demanda de energía eléctrica se había estacionado por un momento, pero ahora se ha reactivado y eso va a implicar también una reactivación de la inversión en el sector.” La demanda máxima actual asciende a 4,100 Mw, y ha subido casi medio punto en noviembre, en comparación con meses anteriores, y existe la plena capacidad para atenderla, subrayó. Asimismo, indicó que las inversiones en el sector minero energético continuaron en los ritmos previstos este año pese a los golpes de la complicada coyuntura internacional, dinamismo que se acentuaría el próximo año. Según la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica en el país invertirán este año más de 1,100 millones de dólares con el objetivo de ampliar y mejorar su capacidad. Esto permitirá incrementar la actual capacidad de generación eléctrica en más de 1,350 Mw y elevar la capacidad de reserva del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a 35 por ciento. En lo que va de 2009 se han puesto en operación proyectos como la central térmica a gas natural de Oquendo de 30 Mw, a cargo de SDF Energía; y la segunda unidad de generación de la central térmica Kallpa, de Kallpa Generación, con una potencia en 190 Mw. Asimismo, se puso en operación la tercera unidad de generación de la central térmica Chilca I, de Enersur, con una potencia adicional de 190 Mw. También entró en funcionamiento la central hidroeléctrica Poechos II, de propiedad de Sinersa, en el departamento de Piura, y que cuenta con una potencia instalada de diez Mw; así como las unidades de generación térmica de Electroperú en Trujillo (La Libertad), que aportarán 60 Mw. Además, a partir de hoy Kallpa Generación inicia el proceso de conversión a ciclo combinado de sus tres turbinas con gas natural de Camisea, en Chilca (al sur de Lima), con una inversión de 400 millones de dólares. “También hay un mayor número de empresarios extranjeros interesados en invertir en el sector energético del país”, remarcó el ministro. BCP financiará central hidroeléctrica Huanza de 90 Mw del grupo Buenaventura. Lima, dic. 07 (ANDINA).- El Banco de Crédito del Perú (BCP) informó hoy que actuó como único
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estructurador y prestamista en la operación de arrendamiento financiero (leasing) de 119 millones de dólares otorgados a favor de la Empresa de Generación Huanza, que construirá una central hidroeléctrica de 90.6 megavatios (Mw). La Empresa de Generación Huanza es una subsidiaria del grupo Buenaventura por lo que este proyecto representa el ingreso de uno de los grupos empresariales mineros más importantes a nivel nacional en el sector de generación eléctrica. La facilidad fue estructurada a un plazo de diez años, incluyendo tres años de período de construcción. Cabe señalar que en julio último el Ministerio de Energía y Minas (MEM) suspendió el proceso de caducidad iniciado contra la Empresa de Generación Huanza por no haber cumplido con el cronograma de obras establecido; y amplió la fecha de inicio de operaciones de la futura central hidroeléctrica hasta febrero del 2013. Según el nuevo calendario, la fecha de inicio de obras es marzo del 2010 y la fecha de puesta en operación comercial febrero del 2013, sin embargo, el BCP informó que la central debe entrar en operación a finales del 2012. También indicó que en los últimos años el banco ha venido participando activamente en el financiamiento de proyectos de generación eléctrica, otorgando créditos a empresas como Sindicato Energético, Compañía Eléctrica El Platanal y Kallpa Generación, las cuales en conjunto aportarán 510 Mw al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Empresas eléctricas estatales distribuyeron más de un millón de focos para ahorrar 36.03 Kw de energía. Lima, dic. 07 (ANDINA).- Las empresas eléctricas del Estado distribuyeron un millón 6,623 focos ahorradores a nivel nacional, lo que permitió una reducción de 36.033 kilovatios (Kw) en el consumo de energía eléctrica, informó hoy el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe). Precisó que en 137 días se reemplazaron un millón 6,623 lámparas de un total de un millón 590 mil proyectado, lográndose un avance de 63.3 por ciento. El rendimiento promedio ha sido de 7,348 reemplazos por día estimándose que la reducción de la demanda ha sido de 36.033 Kw. La empresa de distribución eléctrica Sociedad Eléctrica de Arequipa (Seal) lidera el programa al culminar su proceso de reemplazo de focos incandescentes por ahorradores al 100 por ciento. Le sigue Electro Ucayali con un indicador de cumplimiento general de 96.39 por ciento, y en el tercer lugar Electro Sur Este con 96.21 por ciento. Electro Puno culminó con la implementación del programa al 100 por ciento el 11 de setiembre de este año (en 53 días), siendo la primera empresa en concluir con el programa. Las empresas que superaron el rendimiento estimado (reemplazos por día) fueron Electro Puno, Seal, Electro Sur, Electro Ucayali, Electro Sur Este y Electro Oriente. Mientras que Electro Norte viene recuperándose a ritmo acelerado por lo que se espera que también supere el rendimiento estimado en las próximas semanas. Los focos ahorradores fueron adquiridos a la empresa Philips Peruana, ganadora de una licitación pública realizada por el Fonafe en el marco de un convenio de cooperación interinstitucional con el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Sector eléctrico registra inversiones por US$ 1,100 millones en el 2009 en Perú. Lima, dic. 14 (ANDINA).- El sector eléctrico habrá captado inversiones por aproximadamente 1,100 millones de dólares al cierre del año 2009, que permitirán incrementar la capacidad de generación eléctrica en más de 1,300 megavatios (Mw), informó hoy el Comité Eléctrico de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE). Estas inversiones también harán posible la ampliación de las redes de transmisión eléctrica por más de 1,800 kilómetros y la mejora de las instalaciones ya existentes. En lo que respecta a la distribución eléctrica, elevarán el índice de cobertura eléctrica nacional y brindarán un servicio eléctrico con estándares de calidad que se ubican entre los más altos en América Latina.
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Precisó que la inversión ejecutada en el año 2009 representa un crecimiento de 28 por ciento con relación a la registrada en el 2008, que ascendió a 862 millones de dólares. Manifestó que estas inversiones son importantes porque contribuyen con el desarrollo del país, ya que se alcanzará una capacidad de reserva de generación eléctrica de más de 35 por ciento para el año 2010. Durante el año 2009 se han puesto en operación los proyectos: Central Térmica a Gas Natural de Oquendo (30 Mw), la segunda unidad de generación de la Central Térmica Kallpa (Kallpa II), con 190 Mw; la tercera unidad de generación de la Central Térmica Chilca I (190 Mw) y la unidad de generación TG8 de la Central Térmica Santa Rosa de Edegel (190 Mw). Asimismo, han ingresado en operación la Central Hidroeléctrica Poechos II (diez Mw) y las unidades de generación térmica de Electroperú por 60 Mw. También entrarán en operación la Central Hidroeléctrica El Platanal con 220 Mw de potencia, las unidades de generación a gas natural de Calana y Mollendo que aportarán una potencia de 99 Mw. La tercera unidad de generación de la Central Térmica Kallpa (Kallpa III), que aportará 190 Mw; y la Central Térmica Las Flores, que contribuirá con 186 Mw. También se ejecutan obras en líneas de transmisión eléctrica que permitirán realizar las ampliaciones y mejoras requeridas. Entre las principales están las líneas Carhuamayo – Cajamarca – Carhuaquero y Chilca - La Planicie – Zapallal. Por su parte, la inversión en distribución eléctrica sumó 277 millones de dólares este año, según estimaciones del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta inversión, aunada al programa de electrificación rural, ha permitido que se alcance un coeficiente de electrificación de 80 por ciento, lo que ha representado un incremento de diez puntos porcentuales en los últimos diez años. Sin embargo, las metas futuras son aún más ambiciosas pues se espera alcanzar en el 2011 un coeficiente de electrificación nacional de 88.5 por ciento y para el 2015 en el orden de 93 por ciento. Las inversiones que vienen efectuándose en el sector eléctrico han contribuido para acompañar a la demanda eléctrica, incluso en los momentos de mayor crecimiento, brindando un servicio eléctrico de calidad y permitiendo ampliar la frontera eléctrica para llegar a más de tres millones de peruanos que no contaban con servicio eléctrico. MEM asegura que primarán criterios de eficiencia para asignar gas a generadores eléctricos. Lima, dic. 15 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) afirmó hoy que la licitación convocada por Pluspetrol, que lidera el Consorcio Camisea, para asignar nuevos volúmenes de gas natural, será un proceso competitivo donde tendrán la prioridad los generadores eléctricos más eficientes. “Si no se hubieran establecido estos lineamientos probablemente, como años atrás, se terminaría dando gas a generadores que no lo utilizan eficientemente desplazando a otras tecnologías”, dijo el viceministro de Energía, Daniel Cámac. Indicó que no hay espacio para tantos generadores eléctricos en el mercado, por lo que no todos van a obtener contratos de suministro con Pluspetrol. El gerente general de Pluspetrol, Roberto Ramallo, informó que se han recibido 21 solicitudes de suministro de gas natural que superan los 80 millones de pies cúbicos de la licitación. Cámac dijo que en el caso de los industriales, el tema está resuelto porque ellos ya están renovando contratos de suministro por los próximos diez años. “Vamos a reunirnos con ellos para evaluar las nuevas demandas de gas e identificar quiénes son estas empresas”, comentó. El viceministro también indicó que en el primer trimestre del 2010 las empresas CF Industries y Nitratos del Perú deben presentar al MEM sus estudios de Impacto Ambiental (EIA) para ser aprobados y poder iniciar sus proyectos petroquímicos. Precisó que CF Industries tiene cerrado el acuerdo con Pluspetrol para el suministro de gas natural y sólo está pendiente que Nitratos del Perú haga lo propio con Repsol-YPF.
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MEM decidió rescindir contrato de concesión de transmisión eléctrica con Isonor de España. Lima, dic. 15 (ANDINA).- El Estado rescindirá el contrato de concesión suscrito con la empresa española Isonor para la construcción de la línea de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, luego que esta empresa solicitó postergar por 18 meses el plazo de inicio de ejecución de obras debido a problemas de financiamiento. “La decisión ya está tomada, el plazo se agotó y vamos a tomar las medidas que corresponden”, afirmó el viceministro de Energía, Daniel Cámac. Dijo que por el bien del sistema de transmisión se ha considerado conveniente no otorgar un mayor plazo para que se inicien las obras de esta línea. Precisó que no necesariamente se convocaría a una nueva licitación pues hay que evaluar otras formas de poder resolver el tema. “La transmisión eléctrica tiene diversas opciones, podemos llegar a reforzar el sistema por la sierra o la costa, no es el único proyecto. Además, ya hemos tomado las providencias del caso reforzando el sistema”, manifestó. El consorcio Isonor Transmisión, integrado por Elecnor y Grupo Isolux Corsan de España, se adjudicó en abril de este año la buena pro para la concesión de la construcción y operación de ambas líneas de transmisión eléctrica. Isonor debió iniciar las obras en junio de este año y concluirlas en 36 meses, de acuerdo al contrato de concesión suscrito con el Estado peruano, según el cual se comprometió a realizar una inversión de 319 millones de dólares. De acuerdo al proyecto inicial, la línea de transmisión Mantaro – Caravelí – Montalvo, con una extensión de 760 kilómetros y una potencia de 500 kilovatios (Kv), permitirá reforzar el enlace entre los sistemas eléctricos del centro y sur de Perú, lo que garantizará el suministro confiable de electricidad para la demanda de la región sur en el mediano y largo plazo. Mientras que la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse uniría las subestaciones eléctricas de Machu Picchu (Cusco) y Cotaruse (Apurímac) y tendría una extensión de 200 kilómetros con una potencia de 220 Kv. Osinergmin fijará tarifa eléctrica rural para sistemas no convencionales en ocho meses. Lima, dic. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció hoy que en un plazo de ocho meses el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) deberá fijar una Tarifa Eléctrica Rural para los Suministros no Convencionales, que son zonas aisladas atendidas con fuentes de energía renovables no convencionales. El MEM publicó hoy un decreto supremo que modifica el reglamento de la Ley General de Electrificación Rural para establecer que los Suministros no Convencionales son los suministros de energía pertenecientes a un Sistema Eléctrico Rural (SER) aislado y que es atendido exclusivamente por fuentes energéticas renovables no convencionales. Dichas fuentes energéticas pueden ser sistemas fotovoltaicos, sistemas eólicos, biomasa y mini centrales hidroeléctricas. La norma también incorpora a la ley el concepto de Suministros Convencionales que son los suministros de energía eléctrica del tipo rural perteneciente a un sistema eléctrico aislado o interconectado que es atendido por sistemas de generación convencionales. Por sistemas de generación convencionales se comprende a las centrales térmicas e hidráulicas de grandes potencias y por redes de transmisión y/o distribución eléctrica. El MEM indicó que la tarifa eléctrica máxima para Suministros no Convencionales permitirá la sostenibilidad económica de dichos suministros y de los sistemas eléctricos a los cuales pertenece, así como la permanencia en el servicio de los usuarios de estos sistemas. Dicha tarifa deberá incorporar la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y los costos de mantenimiento anual considerando la tasa de actualización establecida por la Ley de Concesiones Eléctricas y la vida útil de los elementos necesarios para el suministro. Se considerará un tiempo de vida útil de los Suministros no Convencionales de 20 años.
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Asimismo, la tarifa eléctrica máxima incorporará en el VNR los elementos necesarios para el suministro y, en aquellos casos en que la inversión sea realizada por el Estado, considerará un Fondo de Reposición de dichos elementos. El Fondo de Reposición se determinará a través de un factor de reposición aplicable a la anualidad del VNR, el cual será calculado de acuerdo a lo señalado en el reglamento de la Ley de Electrificación Rural. “Resulta necesario complementar el reglamento estableciendo un marco de regulación tarifaria específico para el caso de los SER aislados atendidos mediante sistemas no convencionales”, dice la norma del MEM. MEM invertirá S/. 100 millones para electrificar zonas urbano marginales de Perú. Lima, dic. 17 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) podrá destinar la suma de 100 millones de nuevos soles a la ejecución de proyectos de electrificación en zonas urbano marginales a nivel nacional, anunció hoy el viceministro de Energía, Daniel Cámac. Explicó que dicha medida se concretará luego que el Poder Ejecutivo publicó hoy un decreto de urgencia que promueve el suministro del servicio público de electricidad en zonas urbano marginales del país. La norma busca que más sectores de la población tengan acceso al uso de la energía eléctrica como medio para lograr mayor productividad económica. Para ello establece que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) transfiera 100 millones de soles al MEM con cargo a los saldos acumulados de los ejercicios presupuestales anteriores al año 2009. El decreto señala que en las zonas urbano marginales de las concesiones de distribución eléctrica que no cuenten con habilitación urbana, las empresas concesionarias de distribución quedarán autorizadas a realizar la instalación de suministros requiriendo únicamente la presentación de los planos de lotización y trazado de vías. Tales documentos podrán ser elaborados por los interesados y aprobados por la respectiva municipalidad, así como el certificado de posesión correspondiente. Las municipalidades deberán entregar los certificados de posesión correspondientes y visar los planos en un plazo no mayor de 30 días hábiles contados desde su solicitud. Con la finalidad de acelerar la ejecución de los proyectos de electrificación para zonas urbano marginales, el MEM quedó autorizado a asumir el costo de conexión, la que será de propiedad del usuario, y a financiar proyectos de electrificación dentro de las zonas de concesión de empresas de distribución eléctrica. La devolución de dichos aportes al MEM se efectuará en un plazo máximo de diez años, contados desde la fecha en que el aporte es realizado y a la tasa de interés vigente a la fecha de su devolución. “Más allá de que se trate de zonas urbano marginales o rurales, el tema es que son pobladores que no tienen los suficientes recursos para generar la infraestructura, por eso es importante gozar de electricidad”, comentó Cámac. La vigencia del decreto de urgencia es a partir de mañana (viernes) y hasta el 31 de diciembre del 2011. Entra en servicio línea de transmisión de 66 KV Ayacucho-San Francisco y subestaciones en el VRAE. Lima, dic. 19 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM), informó la puesta en funcionamiento de la línea de transmisión de 66 kV Ayacucho-San Francisco y las Sub Estaciones (SE) Mollepata (de regulación) y San Francisco (de distribución), que beneficiará en su etapa total a más de 93 mil habitantes de la zona del VRAE. Los beneficiados pertenecen a 338 localidades, ubicadas en la provincia de Huanta y La Mar (Ayacucho), La Convención (Cusco) y Satipo (Junín). Inicialmente, en tanto se concluyan las obras de los Sistemas Eléctricos Rurales San Francisco II, III, IV Etapa, la Línea de Transmisión beneficiará de inmediato a 57 localidades con más de 37 mil habitantes.
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La obra fue ejecutada por encargo de la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas mediante convenio suscrito con Electrocentro S.A., empresa que se hará cargo de su operación comercial. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ya autorizó esta operación de manera permanente. En la Sub Estación Mollepata están conectadas las tres salidas de 66 kV: Para la Subestación Ayacucho, para la L.T. Ayacucho-Cangallo y la L.T. Ayacucho-San Francisco. En la Sub Estación San Francisco están conectadas tres de las cuatro salidas en 22.9 kV. La Troncal San Francisco-Kimbiri-Pichari-Sivia, con derivación a la Central Hidroeléctrica San Francisco; la Troncal Santa Rosa-Palmapampa y la Troncal Tahuantinsuyolobo-Pueblo Libre. Las dos primeras troncales corresponden al servicio eléctrico ya existente (alimentado por la Central Hidroeléctrica San Francisco) que conforman 30 localidades con 5,688 viviendas y 28,500 habitantes; que incluyen capitales de distrito como San Francisco (Ayna, La Mar), Kimbiri y Pichari (La Convención) y Sivia (Huanta). La tercera troncal corresponde al Sistema Eléctrico Rural (PSE) San Francisco II Etapa (en construcción). No obstante, en esta troncal están habilitadas las redes eléctricas de 27 localidades con 5,500 habitantes y cerca de 1000 conexiones domiciliarias, del distrito de Kimbiri (La Convención). La puesta en marcha de esta Línea de Transmisión tendrá una incidencia positiva en la población pues generará un mayor desarrollo de sus actividades económicas y por ende al mejoramiento de los niveles de calidad de vida. MEM renueva concesión temporal a Swiss Hydro para futura hidroeléctrica Retamal. Lima, dic. 23 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) renovó hoy la concesión temporal otorgada a Swiss Hydro para que concluya los estudios relacionados con la actividad de generación eléctrica en la futura central hidroeléctrica Retamal (Cusco). El plazo para que concluya con dichos estudios es de 11 meses, contados a partir del vencimiento del plazo originalmente otorgado. Swiss Hydro no pudo concluir con los estudios en el tiempo inicialmente otorgado debido a las dificultades en cuanto a la tramitación del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA) ante el Instituto Nacional de Cultura. La norma indica que se mantienen todos los derechos y obligaciones a que se encuentra sujeta la titular de la concesión, conforme a la Ley de Concesiones y su reglamento. MEM aprueba Plan Nacional de Electrificación Rural 2009 – 2018. Lima, dic. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aprobó hoy el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) para el período 2009 – 2018, el cual contiene la relación de proyectos priorizados, con la finalidad de ampliar la frontera eléctrica nacional ejecutando obras de electrificación rural. Esto en coordinación con los gobiernos regionales, gobiernos locales y entidades públicas y privadas involucradas en el proceso de electrificación, que constituye el elemento dinamizador del desarrollo rural integral. Cabe recordar que según la Ley General de Electrificación Rural, se establece que el MEM elaborará el PNER a largo plazo, con un horizonte de diez años, el mismo que consolidará los planes de desarrollo Regional y Local concertados. Asimismo, fortalecerá los programas de expansión de las empresas concesionarias de distribución eléctrica y de electrificación rural, las iniciativas privadas y los programas o proyectos a desarrollarse por el gobierno nacional. Según la resolución ministerial publicada hoy, se encarga a la Dirección General de Electrificación Rural la difusión del PNER, así como disponer su publicación en el sitio web oficial del MEM a partir de mañana. Chancadora Centauro renunció a elaborar estudios de central hidroeléctrica de 372 Mw en Huánuco. Lima, dic. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aceptó hoy la renuncia formulada por Chancadora Centauro a la concesión temporal para elaborar los estudios
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de la futura Central Hidroeléctrica Huallaga en la región Huánuco, cuya capacidad de generación eléctrica se estima en 372 megavatios (Mw). En mayo del presente año, el MEM otorgó hoy a Chancadora Centauro la concesión temporal de dos años para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la futura Central Hidroeléctrica Huallaga. Los estudios de la futura central se iban a realizar en los distritos de Chinchao y Chaglla de las provincias de Huánuco y Pachitea en la región Huánuco. El MEM explicó que el 2 de setiembre la empresa comunicó su decisión de retirarse de la realización del estudio de la central, lo cual fue formalizado mediante un documento presentado posteriormente. Chancadora Centauro indicó que renunció a la concesión a fin de que otra empresa que tenga más avanzadas sus autorizaciones pueda consolidar este proyecto. En ese sentido, el MEM dispuso la ejecución de la carta de garantía presentada por Chancadora Centauro que fue extendida por el Banco de Crédito del Perú (BCP). MEM iniciará el próximo año electrificación en Imaza y Aramango, en Bagua. Lima, dic. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) iniciará el próximo año la construcción del Pequeño Sistema Eléctrico (PSE) Muyo-Kusu II Etapa, en el distrito de Imaza, en la región Amazonas, informó hoy el director general de Electrificación Rural, Fernando Rossinelli. Señaló que la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) del MEM viene actualizando el estudio definitivo de dicho proyecto que contará con una inversión aproximada de 3,4 millones de nuevos soles, la cual electrificará 16 localidades ubicadas en los distritos de Imaza y Aramango, en la provincia de Bagua. “En el presupuesto del próximo año estamos considerado la ejecución de esta obra que a su conclusión beneficiará con el servicio de energía eléctrica a cuatro mil 600 habitantes de estas localidades”, indicó. Las localidades beneficiadas serán Puerto Jayais, Kusu Grande, Shushug, Wawas, Villa Hermosa, Shushunga, Jayais, La Unión, Yamayacat, Inayo, Puerto Pakuy, Umukay de Nazareth, Pakuy, Miraflores, Tutumberos y Numparque. Rossinelli indicó que en Amazonas se ejecutan otras dos obras de electrificación rural, las cuales forman parte del denominado Plan de Estímulo Económico que ejecuta el Gobierno Central. Una de estas es el PSE Lonya Grande, con una inversión de 3,2 millones de soles, que permitirá electrificar 12 localidades y beneficiar a mil 400 habitantes. El segundo proyecto es la Interconexión del PSE Nuevo Seasme al SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) con una inversión de 5,7 millones que permitirá electrificar 17 localidades y beneficiar a dos mil 600 habitantes. Ambas obras iniciaron su ejecución el 23 de junio de este año y tienen un avance de 12% y un plazo de ejecución de 300 días calendario. El MEM ha recibido solicitudes de electrificación de Núcleos Ejecutores de comunidades nativas de la provincia de Condorcanqui, mediante módulos fotovoltaicos comunales. Se tiene una relación de 35 comunidades, de las cuales 16 ya cuentan con viabilidad para la suscripción de los convenios respectivos, y 19 se encuentran con estudios de pre inversión en actual elaboración por la DGER, a fin de determinar el monto requerido. Odebrecht invertirá US$ 607.75 millones en construir hidroeléctrica Chaglla en Huánuco. Lima, dic. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) suscribió hoy el contrato de concesión definitiva con la empresa Generación Huallaga, del grupo brasileño Odebrecht, que invertirá 607.75 millones de dólares en la construcción de la Central Hidroeléctrica Chaglla en Huánuco. La central iniciará operaciones a partir de julio del 2016 y producirá 360 megavatios (MW). Esta obra aprovechará las aguas del río Huallaga y estará ubicada entre las provincias de Huánuco y Pachitea y, dentro de ellas, los distritos de Chinchao, Chaglla y Umari, en el departamento de Huánuco.
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Generación Huallaga ha programado para el segundo semestre del 2016 el inicio de las operaciones comerciales de la Central Chaglla. "La construcción de esta obra hace realidad un sueño largamente esperado por las autoridades y el pueblo huanuqueño, pues promoverá el desarrollo de las actividades productivas en el ámbito regional y macro regional de la zona centro del país", afirmó el viceministro de Energía, Daniel Cámac. Asimismo, tendrá efectos socioeconómicos con la creación de puestos de trabajo durante su construcción, operación y mantenimiento de la planta hidroeléctrica y otras obras conexas cuando entre en funcionamiento. “Huánuco se convertirá en una muy zona muy atractiva para los inversionistas e industriales que contribuirán con su crecimiento económico, además de dotar de alumbrado a los pueblos rurales que carecen de energía eléctrica”, sostuvo el viceministro durante la firma de contrato. Asimismo, dijo que las provincias y los distritos de Huánuco, en los que se desarrollará el proyecto, se beneficiarán con el canon hidroenergético, a partir de la puesta en operación comercial de la Central de Chaglla. Eléctrica Yanapampa obtiene concesión para línea de transmisión de 42.31 kilómetros. Lima, dic. 30 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a favor de la Eléctrica Yanapampa la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión de 66 kilovatios (Kw) Yanapampa – Paramonga Nueva. Esta línea de transmisión estará ubicada en los distritos de Pativilca, Cochas y Acas, provincias de Barranca (Lima) y Ocros (Ancash), respectivamente, la cual tendrá una longitud de 42.31 kilómetros. El respectivo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) fue aprobado el 10 de julio del presente año. La Dirección General de Electricidad suscribirá en nombre del Estado el contrato de concesión respectivo.
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CUADROS
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Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 1
Sistema Eléctrico Interconectado
Sistemas Aislados
Total
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 3 962 052 124 231 4 086 283
ACTIVO NO CORRIENTE 24 892 233 453 893 25 346 125
Activo fijo 21 459 578 451 771 21 911 349
Otros activos no corrientes 3 432 655 2 121 3 434 776
TOTAL ACTIVO 28 854 285 578 124 29 432 409
PASIVO 12 637 484 69 597 12 707 081
PASIVO CORRIENTE 3 621 764 52 386 3 674 150
PASIVO NO CORRIENTE 9 015 720 17 211 9 032 931
PATRIMONIO NETO 16 216 801 508 527 16 725 328
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 28 854 285 578 124 29 432 409
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMAS
Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
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Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 2
Sistema Eléctrico Interconectado
Sistemas Aislados
Total
INGRESOS OPERATIVOS 10 912 239 246 850 11 159 088
GASTOS OPERATIVOS 8 058 447 225 121 8 283 568
UTILIDAD DE OPERACIÓN 2 853 792 21 728 2 875 520
OTROS INGRESOS, REI, PART. IMP. (1 007 864 ) ( 7 452 ) (1 015 316 )
UTILIDAD NETA 1 845 928 14 276 1 860 205
GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 4 009 739 43 319 4 053 058
UTILIDAD DE OPERACIÓN 2 853 792 21 728 2 875 520
PROVISIONES DEL EJERCICIO 1 155 947 21 590 1 177 538
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR SISTEMA
Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
168
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 3
Generación Transmisión Distribución Total
ACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 358 757 285 923 1 441 604 4 086 283 ACTIVO NO CORRIENTE 14 965 821 2 095 492 8 284 813 25 346 125 Activo fijo 13 460 776 383 290 8 067 284 21 911 349 Otros activos no corrientes 1 505 045 1 712 202 217 529 3 434 776
TOTAL ACTIVO 17 324 578 2 381 415 9 726 417 29 432 409 PASIVO 7 443 138 1 302 831 3 961 112 12 707 081
PASIVO CORRIENTE 1 920 632 281 889 1 471 630 3 674 150
PASIVO NO CORRIENTE 5 522 507 1 020 942 2 489 482 9 032 931 PATRIMONIO NETO 9 881 439 1 078 584 5 765 305 16 725 328
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 17 324 578 2 381 415 9 726 417 29 432 409
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
169
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N°4
Generación Transmisión Distribución Total
INGRESOS OPERATIVOS 5 247 302 433 908 5 477 879 11 159 088 GASTOS OPERATIVOS 3 554 056 256 047 4 473 465 8 283 568 UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 693 246 177 861 1 004 414 2 875 520 OTROS INGRESOS (EGRESOS), REI, PART. IMP. ( 581 739 ) ( 73 383 ) ( 360 193 ) (1 015 316 )
UTILIDAD NETA 1 111 507 104 477 644 221 1 860 205
GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 2 339 846 317 761 1 395 451 4 053 058
UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 693 246 177 861 1 004 414 2 875 520 PROVISIONES DEL EJERCICIO 646 600 139 900 391 037 1 177 538
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR ACTIVIDADAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
170
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5
Descripción Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total SEIN SA Total
ACTIVO 17 324 578 2 381 415 9 726 417 29 432 409 28 854 285 578 124 29 432 409 ACTIVO CORRIENTE 2 358 757 285 923 1 441 604 4 086 283 3 962 052 124 231 4 086 283 Caja-Bancos 1 087 140 144 644 322 647 1 554 431 1 513 303 41 128 1 554 431 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 624 818 42 925 746 080 1 413 824 1 393 564 20 259 1 413 824 Cuentas por Cobrar Comerciales 672 034 43 347 832 486 1 547 866 1 524 794 23 072 1 547 866 Provisión Cobranza Dudosa 47 216 421 86 406 134 043 131 230 2 813 134 043 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 274 851 69 648 129 090 473 589 455 985 17 604 473 589 Otras Cuentas por Cobrar 319 933 70 522 278 625 669 080 651 018 18 063 669 080 Provisión Cobranza Dudosa 45 081 874 149 536 195 491 195 033 458 195 491 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 11 863 8 743 20 606 20 582 23 20 606 Existencias 262 650 16 616 169 201 448 467 414 985 33 482 448 467 Gastos Pagados por Anticipado 97 434 12 090 65 843 175 367 163 633 11 734 175 367
ACTIVO NO CORRIENTE 14 965 821 2 095 492 8 284 813 25 346 125 24 892 233 453 893 25 346 125 Inversiones en Valores 454 074 89 147 543 221 543 220 2 543 221 Cuentas por Cobrar Comerciales 19 175 3 947 23 122 23 122 23 122 Otras Cuentas por Cobrar 270 080 155 747 15 417 441 244 441 244 441 244 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 13 460 776 383 290 8 067 284 21 911 349 21 459 578 451 771 21 911 349 Inmuebles, Maq. y Equipos 22 544 464 572 536 13 148 979 36 265 979 35 683 824 582 155 36 265 979 Depreciación Acumulada 9 083 688 189 246 5 081 695 14 354 630 14 224 246 130 383 14 354 630 Otros Activos 780 890 1 537 280 109 018 2 427 189 2 425 069 2 119 2 427 189
PASIVO Y PATRIMONIO 17 324 578 2 381 415 9 726 417 29 432 409 28 854 285 578 124 29 432 409 PASIVO 7 443 138 1 302 831 3 961 112 12 707 081 12 637 484 69 597 12 707 081 PASIVO CORRIENTE 1 920 632 281 889 1 471 630 3 674 150 3 621 764 52 386 3 674 150 Sobregiros Bancarios 216 070 216 070 216 070 216 070 Cuentas por Pagar Comerciales 376 254 52 286 485 317 913 857 901 510 12 347 913 857 Otras Cuentas por Pagar 626 296 101 192 458 516 1 186 004 1 154 861 31 143 1 186 004 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 668 102 576 103 244 103 244 103 244 Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 847 800 128 411 177 526 1 153 737 1 144 832 8 905 1 153 737 Ganancias Diferidas 8 336 3 148 11 485 11 485 11 485 Otros 61 276 28 477 89 753 89 761 ( 9 ) 89 753 PASIVO NO CORRIENTE 5 522 507 1 020 942 2 489 482 9 032 931 9 015 720 17 211 9 032 931 Deuda a Largo Plazo 3 318 922 666 420 1 444 912 5 430 255 5 422 315 7 940 5 430 255 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 546 508 133 106 179 693 859 307 858 854 454 859 307 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 72 417 96 72 513 72 513 72 513 Provisión Beneficios Sociales 1 109 17 5 812 6 939 6 745 193 6 939 Ganancias Diferidas 248 913 10 319 82 065 341 297 332 696 8 601 341 297 Otros Pasivos 1 334 637 211 079 776 904 2 322 620 2 322 596 23 2 322 620
PATRIMONIO NETO 9 881 439 1 078 584 5 765 305 16 725 328 16 216 801 508 527 16 725 328 Capital Social 8 100 413 298 495 4 368 828 12 767 736 12 393 460 374 276 12 767 736 Capital Adicional 242 208 481 511 835 384 1 559 103 1 359 279 199 825 1 559 103 Reservas 627 552 35 959 491 091 1 154 602 1 153 075 1 527 1 154 602 Resultados Acumulados ( 200 241 ) 158 142 ( 574 219 ) ( 616 318 ) ( 534 941 ) ( 81 377 ) ( 616 318 ) UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 1 111 507 104 477 644 221 1 860 205 1 845 928 14 276 1 860 205
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
BALANCE GENERAL RESUMIDO DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICOAl 31 de Diciembre de 2009
171
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
ACTIVO 275 336 36 545 654 401 4 433 131 230 150 996 818 693 151 1 507 291 4 642 201 883 1 006 592 3 387 900 1 711 950 1 107 913 535 154 103 863 117 066 320 792 17 324 578 ACTIVO CORRIENTE 17 005 2 446 22 092 288 263 85 106 149 687 83 655 157 831 559 22 380 44 343 612 030 363 870 240 332 97 282 59 612 19 851 92 412 2 358 757 Caja-Bancos 2 205 1 132 8 936 111 365 37 439 68 604 25 892 88 438 37 4 914 15 155 435 046 68 103 85 437 50 914 29 247 8 466 45 811 1 087 140 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 9 923 1 314 11 049 97 854 40 555 37 750 13 585 47 105 185 3 139 24 434 102 784 154 687 42 339 13 175 21 224 3 315 401 624 818 Cuentas por Cobrar Comerciales 9 923 1 496 11 049 97 854 40 555 37 766 13 585 47 105 188 3 139 24 434 146 570 154 733 42 339 15 532 21 224 3 315 1 227 672 034
Provisión Cobranza Dudosa 182 16 3 43 786 46 2 356 826 47 216
Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 1 174 7 079 260 7 947 25 088 1 963 337 8 416 2 448 55 968 23 576 90 533 15 355 6 325 7 567 20 817 274 851
Otras Cuentas por Cobrar 1 174 11 006 260 8 051 25 088 1 963 337 8 416 2 448 97 018 23 576 90 533 15 355 6 325 7 567 20 817 319 933
Provisión Cobranza Dudosa 3 927 104 41 050 45 081 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 7 207 4 656 11 863 Existencias 173 62 572 3 113 33 061 6 031 9 301 1 2 884 1 055 15 546 94 925 7 659 12 223 2 348 11 758 262 650
Gastos Pagados por Anticipado 3 530 2 107 9 393 3 739 2 325 5 852 11 025 3 027 1 252 2 687 17 923 14 365 5 614 468 503 13 625 97 434
ACTIVO NO CORRIENTE 258 331 34 099 632 309 4 144 868 145 044 847 131 609 496 1 349 459 4 083 179 503 962 249 2 775 870 1 348 080 867 581 437 872 44 251 97 215 228 380 14 965 821 Inversiones en Valores 848 389 418 47 015 2 30 16 762 454 074
Cuentas por Cobrar Comerciales Otras Cuentas por Cobrar 279 72 417 32 081 11 418 59 226 84 597 10 064 270 080 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 224 801 34 074 631 569 3 663 052 145 024 811 702 605 750 1 300 127 3 639 178 438 468 501 2 748 662 1 086 417 770 132 419 062 44 232 97 215 228 380 13 460 776 Inmuebles, Maq. y Equipos 376 111 59 776 774 813 5 550 756 279 955 1 639 489 923 671 2 164 485 5 460 351 722 594 411 6 295 228 1 537 298 811 724 541 593 152 286 132 673 353 015 22 544 464
Depreciación Acumulada 151 310 25 702 143 244 1 887 704 134 931 827 787 317 921 864 358 1 821 173 284 125 910 3 546 566 450 882 41 592 122 531 108 054 35 458 124 635 9 083 688
Otros Activos 32 404 25 741 19 981 20 3 349 3 746 2 317 442 1 065 493 748 15 761 185 675 12 852 8 746 19 780 890
PASIVO Y PATRIMONIO 275 336 36 545 654 401 4 433 131 230 150 996 818 693 151 1 507 291 4 642 201 883 1 006 592 3 387 900 1 711 950 1 107 913 535 154 103 863 117 066 320 792 17 324 578 PASIVO 99 898 453 093 2 124 718 107 600 144 166 28 984 823 422 1 034 32 737 348 482 1 158 874 1 092 373 690 906 187 871 22 881 51 470 74 629 7 443 138 PASIVO CORRIENTE 18 288 95 456 316 297 22 559 32 779 11 955 116 747 555 9 632 70 493 629 468 301 046 139 007 53 312 22 379 6 031 74 629 1 920 632 Sobregiros Bancarios
Cuentas por Pagar Comerciales 2 579 4 782 103 050 15 454 21 338 6 551 7 853 240 1 020 11 387 108 555 50 718 34 979 3 877 1 726 784 1 362 376 254 Otras Cuentas por Pagar 2 885 10 437 65 195 7 105 11 441 3 073 108 350 19 5 724 18 632 173 045 94 544 72 035 9 573 3 113 809 40 316 626 296 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 668 668 Deudas a Largo Plazo (parte cte.) 10 867 80 237 128 150 304 2 888 40 474 347 868 123 168 31 993 35 258 9 204 4 438 32 951 847 800 Ganancias Diferidas 8 336 8 336 Otros 1 958 19 901 1 662 544 ( 9 ) 32 615 1 4 604 61 276
PASIVO NO CORRIENTE 81 610 357 637 1 808 422 85 041 111 387 17 029 706 676 479 23 105 277 989 529 406 791 328 551 899 134 559 502 45 439 5 522 507 Deuda a Largo Plazo 48 769 200 220 927 416 65 000 9 556 527 066 10 829 231 520 1 553 603 481 519 402 131 567 42 542 3 318 922
Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 12 769 454 2 535 527 853 2 897 546 508 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 72 417 72 417 Provisión Beneficios Sociales 2 1 078 30 1 109 Ganancias Diferidas 32 840 28 897 271 178 955 7 949 248 913
Otros Pasivos 84 999 868 237 20 041 72 933 16 758 179 609 23 12 276 42 856 8 891 24 547 2 992 473 1 334 637
PATRIMONIO NETO 175 438 36 545 201 308 2 308 412 122 550 852 653 664 167 683 868 3 608 169 146 658 110 2 229 026 619 577 417 007 347 282 80 981 65 596 246 163 9 881 439 Capital Social 149 270 113 373 294 249 2 018 428 81 553 807 197 555 494 587 343 3 494 206 342 547 182 1 706 041 199 707 225 001 307 297 62 645 49 649 186 149 8 100 413 Capital Adicional 1 ( 23 466 ) 3 714 2 671 18 5 702 10 3 857 ( 9 937 ) 103 850 155 789 242 208 Reservas 5 916 323 188 105 16 311 26 107 23 007 52 980 9 3 598 36 075 241 033 40 649 ( 15 757 ) 8 566 631 627 552 Resultados Acumulados ( 1 763 ) ( 74 894 ) ( 84 387 ) ( 135 164 ) ( 12 000 ) 56 176 ( 50 540 ) 27 ( 54 328 ) 11 828 20 374 85 660 317 9 456 28 997 ( 200 241 )
Utilidad (Pérdida) del Ejercicio 22 015 ( 1 934 ) 14 590 233 329 34 015 19 331 23 788 94 086 68 9 678 63 025 271 515 189 712 51 972 31 103 8 880 15 317 31 017 1 111 507
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
BALANCE GENERAL EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
172
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5Página 2
Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total
ACTIVO 236 392 149 065 173 504 1 225 952 596 502 2 381 415 ACTIVO CORRIENTE 38 065 21 225 29 487 127 317 69 829 285 923 Caja-Bancos 22 150 14 029 18 339 48 658 41 468 144 644 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto ( 19 ) 2 937 3 900 26 836 9 272 42 925 Cuentas por Cobrar Comerciales ( 19 ) 2 937 3 900 27 257 9 272 43 347
Provisión Cobranza Dudosa 0 421 421
Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 12 594 33 5 706 34 929 16 386 69 648
Otras Cuentas por Cobrar 12 594 908 5 706 34 929 16 386 70 522
Provisión Cobranza Dudosa 874 874 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Existencias 1 350 1 082 655 13 415 114 16 616
Gastos Pagados por Anticipado 1 990 3 143 888 3 480 2 589 12 090
ACTIVO NO CORRIENTE 198 327 127 840 144 017 1 098 635 526 673 2 095 492 Inversiones en Valores
Cuentas por Cobrar Comerciales 19 175 19 175 Otras Cuentas por Cobrar 86 730 69 017 155 747 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 198 327 382 144 017 39 903 661 383 290 Inmuebles, Maq. y Equipos 290 525 887 213 371 65 702 2 051 572 536
Depreciación Acumulada 92 197 505 69 355 25 799 1 391 189 246
Otros Activos 127 458 972 002 437 821 1 537 280
PASIVO Y PATRIMONIO 236 392 149 065 173 504 1 225 952 596 502 2 381 415
PASIVO 25 817 74 164 107 200 695 273 400 378 1 302 831
PASIVO CORRIENTE 25 817 12 224 5 880 117 030 120 939 281 889 Sobregiros Bancarios
Cuentas por Pagar Comerciales 1 051 230 697 18 674 31 634 52 286 Otras Cuentas por Pagar 11 988 5 085 5 184 40 689 38 246 101 192 Cuentas por Pagar Emp. del Sector Deudas a Largo Plazo (parte cte.) 12 777 6 908 57 667 51 059 128 411 Ganancias Diferidas Otros
PASIVO NO CORRIENTE 61 941 101 320 578 243 279 439 1 020 942 Deuda a Largo Plazo 60 332 66 590 432 501 106 997 666 420
Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 46 376 86 730 133 106 Cuentas por Pagar Emp. del Sector Provisión Beneficios Sociales 6 11 17 Ganancias Diferidas 10 319 10 319
Otros Pasivos 1 603 24 399 99 366 85 712 211 079
PATRIMONIO NETO 210 576 74 900 66 304 530 679 196 124 1 078 584 Capital Social 62 616 53 480 68 467 113 932 298 495 Capital Adicional 199 207 226 282 079 481 511 Reservas 4 925 2 027 13 693 15 313 35 959 Resultados Acumulados 7 768 ( 5 799 ) 124 696 31 477 158 142
Utilidad (Pérdida) del Ejercicio 3 600 12 933 10 797 41 745 35 402 104 477
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
BALANCE GENERAL EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2009
173
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5Página 3
Descripción Coelvisac Edecañete EdelnorElectro Oriente
Electro PunoElectro Sur
EsteElectro Sur
MedioElectro Tocache
Electro Ucayali
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
ACTIVO 37 286 53 791 2 451 059 530 059 289 526 532 594 355 852 2 352 139 591 703 019 440 434 311 066 164 052 6 059 1 098 112 2 276 154 334 593 818 9 726 417 ACTIVO CORRIENTE 15 805 6 800 314 754 119 932 71 746 88 822 66 788 835 30 775 86 270 67 177 56 815 35 241 777 87 927 278 310 112 313 517 1 441 604 Caja-Bancos 819 2 259 45 169 39 780 43 825 53 533 21 690 243 7 876 2 746 3 395 2 752 18 420 10 11 289 8 252 60 420 168 322 647 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 8 348 3 297 227 982 17 970 8 121 16 823 28 975 417 9 236 34 538 38 764 25 524 12 722 523 52 105 231 006 29 462 267 746 080 Cuentas por Cobrar Comerciales 8 348 3 369 251 193 20 485 8 121 17 155 32 423 417 11 035 36 347 49 321 30 237 13 943 620 75 772 232 902 40 515 284 832 486 Provisión Cobranza Dudosa 73 23 211 2 515 332 3 448 1 800 1 809 10 557 4 712 1 221 97 23 667 1 896 11 053 17 86 406 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 2 859 709 16 146 17 237 8 226 7 800 7 271 32 2 496 18 941 16 842 2 869 720 9 10 461 12 693 3 758 22 129 090 Otras Cuentas por Cobrar 2 859 997 16 146 17 695 8 226 7 921 151 861 32 3 148 19 177 16 842 4 123 720 9 10 461 13 147 5 238 22 278 625
Provisión Cobranza Dudosa 288 458 121 144 591 652 236 1 254 454 1 481 149 536 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 12 6 199 76 2 432 23 8 743 Existencias 1 784 423 22 455 33 238 9 817 10 042 8 246 144 10 985 5 827 7 720 5 526 2 898 223 10 838 20 759 18 257 20 169 201 Gastos Pagados por Anticipado 1 995 101 3 001 11 707 1 757 623 607 182 18 019 456 20 067 481 12 801 5 600 418 16 65 843
ACTIVO NO CORRIENTE 21 481 46 991 2 136 305 410 127 217 781 443 771 289 064 1 517 108 816 616 749 373 257 254 252 128 810 5 282 1 010 185 1 997 844 222 280 301 8 284 813 Inversiones en Valores 24 6 132 82 863 127 89 147 Cuentas por Cobrar Comerciales 338 1 798 126 228 145 1 312 3 947 Otras Cuentas por Cobrar 5 920 209 110 1 007 1 627 6 544 15 417 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 21 081 42 375 2 107 665 408 490 216 238 442 269 245 063 1 307 106 743 608 913 365 962 247 638 126 042 5 282 993 756 1 906 243 221 932 286 8 067 284 Inmuebles, Maq. y Equipos 27 009 78 330 3 421 791 506 163 367 605 743 561 405 985 2 530 162 670 1 130 597 572 563 430 106 248 497 10 386 1 621 642 2 868 034 551 141 369 13 148 979 Depreciación Acumulada 5 928 35 955 1 314 126 97 673 151 367 301 292 160 922 1 222 55 927 521 685 206 601 182 468 122 455 5 105 627 886 961 791 329 209 83 5 081 695 Otros Activos 37 4 616 26 843 1 637 1 543 1 502 38 081 1 947 7 726 6 060 6 469 1 142 2 441 8 738 222 15 109 018
PASIVO Y PATRIMONIO 37 286 53 791 2 451 059 530 059 289 526 532 594 355 852 2 352 139 591 703 019 440 434 311 066 164 052 6 059 1 098 112 2 276 154 334 593 818 9 726 417 PASIVO 16 271 7 776 1 595 916 67 423 73 453 73 810 117 464 667 7 694 196 145 136 264 99 861 30 376 833 238 182 1 214 516 84 154 307 3 961 112 PASIVO CORRIENTE 10 085 4 212 350 286 50 747 29 651 69 322 46 673 157 7 694 138 390 83 073 76 105 12 246 780 137 516 415 438 38 952 305 1 471 630 Sobregiros Bancarios 262 84 972 43 200 29 596 10 117 28 422 19 500 216 070 Cuentas por Pagar Comerciales 3 497 2 700 139 773 11 331 13 061 26 514 33 107 2 4 979 61 572 31 853 24 153 7 747 524 78 863 23 994 21 396 251 485 317 Otras Cuentas por Pagar 6 326 1 342 123 604 30 932 15 906 42 618 9 077 155 2 715 13 797 16 638 32 080 3 001 139 17 700 126 817 15 615 54 458 516 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 169 181 13 115 4 060 7 092 77 959 102 576 Deudas a Largo Plazo (parte cte.) 8 484 683 9 4 489 4 986 4 522 901 117 4 227 147 167 1 940 177 526 Ganancias Diferidas 1 938 1 211 3 148 Otros 6 706 1 174 597 20 000 28 477
PASIVO NO CORRIENTE 6 186 3 564 1 245 630 16 676 43 802 4 488 70 791 510 57 755 53 191 23 756 18 131 54 100 666 799 079 45 202 2 2 489 482 Deuda a Largo Plazo 853 849 7 886 40 733 4 399 39 169 510 16 153 54 25 165 456 995 1 444 912 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 4 436 1 682 2 263 79 31 622 8 102 37 038 19 013 16 902 13 353 45 202 179 693 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 96 96 Provisión Beneficios Sociales 0 190 199 128 5 293 2 5 812 Ganancias Diferidas 8 601 89 38 832 34 543 82 065 Otros Pasivos 1 750 1 882 389 519 2 990 10 526 4 615 1 228 35 664 328 731 776 904
PATRIMONIO NETO 21 014 46 015 855 142 462 637 216 074 458 784 238 388 1 685 131 898 506 874 304 170 211 205 133 675 5 225 859 930 1 061 638 250 439 512 5 765 305 Capital Social 13 712 37 163 638 564 256 300 96 125 315 573 214 270 192 137 891 633 281 446 399 252 174 123 774 941 668 278 331 127 202 897 168 4 368 828 Capital Adicional 1 916 195 021 109 288 120 864 10 635 702 15 485 38 965 94 247 37 224 772 4 793 156 497 36 532 12 444 835 384 Reservas 618 139 434 1 484 957 2 185 911 2 390 6 997 331 473 4 608 34 491 091 Resultados Acumulados 3 390 6 846 ( 95 473 ) ( 5 822 ) ( 413 ) ( 715 ) ( 5 381 ) 585 ( 21 154 ) ( 192 428 ) ( 255 708 ) ( 91 747 ) ( 688 ) ( 10 025 ) 82 565 11 948 ( 574 219 )
Utilidad (Pérdida) del Ejercicio 1 996 1 388 172 618 15 653 10 117 20 877 18 865 206 ( 1 236 ) 27 056 19 231 13 553 6 740 179 38 183 279 942 18 543 310 644 221
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
BALANCE GENERAL EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
174
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6
Descripición Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA TOTAL
INGRESOS 5 247 302 433 908 5 477 879 11 159 088 10 912 239 246 850 11 159 088 Venta Energía Eléctrica al Público 2 999 417 5 161 109 8 160 527 7 940 688 219 838 8 160 527
Venta Energía Precios en Barra 1 397 725 36 476 1 434 201 1 410 795 23 406 1 434 201
Transferencia COES 482 933 5 721 488 655 488 572 83 488 655 Peajes y Uso Instal. Transmisión 78 930 403 307 19 782 502 020 501 656 363 502 020 Otros Ingresos 288 296 30 600 254 790 573 686 570 527 3 159 573 686
COSTOS 3 554 056 256 047 4 473 465 8 283 568 8 058 447 225 121 8 283 568 Gastos de Generación 3 231 176 206 889 3 438 065 3 270 297 167 768 3 438 065
Costos de Transmisión 24 230 223 494 120 085 367 809 364 224 3 585 367 809
Gastos de Distribución 1 647 3 604 977 3 606 624 3 584 367 22 257 3 606 624
Gastos de Comercialización 59 863 275 981 335 844 321 766 14 079 335 844 Gastos Generales y Administrativos 237 139 32 554 265 532 535 225 517 792 17 433 535 225
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 693 246 177 861 1 004 414 2 875 520 2 853 792 21 728 2 875 520 OTROS INGRESOS (EGRESOS) ( 1 005 ) ( 34 407 ) ( 30 450 ) ( 65 863 ) ( 68 553 ) 2 690 ( 65 863 )
Ingresos Financieros 194 844 13 718 57 712 266 274 265 300 975 266 274
Gastos Financieros ( 379 657 ) ( 51 669 ) ( 135 829 ) ( 567 155 ) ( 565 985 ) ( 1 170 ) ( 567 155 )
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Diferencia en Cambio 198 024 1 652 3 948 203 624 203 624 203 624 Otros Ingresos (Egresos) ( 6 935 ) 1 892 43 889 38 846 35 578 3 268 38 846 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 7 282 ) ( 170 ) ( 7 452 ) ( 7 070 ) ( 382 ) ( 7 452 )
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1 692 241 143 453 973 964 2 809 658 2 785 239 24 418 2 809 658 Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1 692 241 143 453 973 964 2 809 658 2 785 239 24 418 2 809 658
Particip. Utilidad Trabajadores 71 989 2 219 47 703 121 910 120 417 1 494 121 910
Impuesto a la Renta 508 745 36 758 282 040 827 543 818 895 8 648 827 543
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 111 507 104 477 644 221 1 860 205 1 845 928 14 276 1 860 205
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICO Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
175
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa EgesurElectro Andes
Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
INGRESOS 69 971 6 043 83 478 1 058 736 201 436 138 914 101 592 348 619 1 202 28 280 176 416 1 210 340 1 076 195 325 005 105 359 93 555 29 733 192 427 5 247 302 Venta Energía Eléctrica al Público 15 081 3 217 921 044 41 714 348 619 244 48 762 236 861 1 015 945 274 374 93 555 2 999 417 Venta Energía Precios en Barra 33 896 2 463 80 953 76 668 85 243 857 75 179 829 374 29 733 183 359 1 397 725 Transferencia COES 19 680 1 054 85 469 175 121 9 096 16 349 83 28 280 33 758 26 115 19 036 59 826 9 068 482 933 Peajes y Uso Instal. Transmisión 1 313 363 7 210 579 18 717 50 433 314 78 930 Otros Ingresos 1 471 45 014 26 315 10 858 19 117 989 9 817 31 594 45 219 288 296
GASTOS 44 526 7 983 50 978 682 505 147 973 107 307 57 728 232 981 1 186 25 043 82 815 762 233 767 252 281 268 65 885 79 717 14 256 142 420 3 554 056 Gastos de Generación 32 257 4 462 47 994 633 607 130 552 98 975 49 562 188 669 734 19 474 62 427 713 030 706 841 262 574 59 425 65 932 12 241 142 420 3 231 176 Gastos de Transmisión 189 847 1 043 8 372 1 139 318 186 3 644 2 402 6 091 24 230 Gastos de Distribución 1 502 145 1 647 Gastos de Comercialización 719 21 2 963 1 880 887 8 740 65 1 560 1 688 17 508 11 511 1 758 10 563 59 863 Gastos Generales y Administrativos 11 360 1 152 1 941 40 527 14 458 6 451 6 140 35 254 241 3 823 15 056 29 294 42 808 18 695 4 702 3 222 2 015 237 139
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 25 445 ( 1 940 ) 32 500 376 231 53 463 31 607 43 864 115 638 17 3 237 93 601 448 106 308 943 43 737 39 474 13 838 15 477 50 007 1 693 246 OTROS INGRESOS (EGRESOS) 4 724 6 ( 10 326 ) ( 11 992 ) ( 1 726 ) ( 914 ) ( 8 733 ) 27 246 51 10 179 861 ( 3 992 ) ( 26 757 ) 18 557 8 743 ( 134 ) ( 160 ) ( 6 639 ) ( 1 005 ) Ingresos Financieros 1 860 12 405 47 771 1 512 4 027 2 130 87 002 51 170 650 21 318 4 112 3 191 1 438 306 122 18 769 194 844 Gastos Financieros ( 4 848 ) ( 14 149 ) ( 122 890 ) ( 4 387 ) ( 148 ) ( 1 ) ( 76 604 ) ( 60 ) ( 20 066 ) ( 36 678 ) ( 45 643 ) ( 19 133 ) ( 6 383 ) ( 18 ) ( 3 583 ) ( 25 066 ) ( 379 657 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Diferencia en Cambio 5 754 3 418 75 678 1 149 ( 453 ) ( 11 563 ) 1 536 13 413 44 529 14 164 35 005 11 499 ( 84 ) 4 323 ( 342 ) 198 024 Otros Ingresos (Egresos) 1 959 ( 6 ) ( 12 552 ) ( 12 003 ) 701 16 848 287 6 837 ( 12 146 ) 538 ( 506 ) 4 466 ( 338 ) ( 1 021 ) ( 6 935 ) Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 7 663 8 246 27 ( 21 014 ) 72 ( 2 276 ) ( 7 282 )
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 30 169 ( 1 934 ) 22 174 364 239 51 737 30 694 35 131 142 884 68 13 416 94 462 444 115 282 186 62 294 48 217 13 704 15 317 43 369 1 692 241 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 30 169 ( 1 934 ) 22 174 364 239 51 737 30 694 35 131 142 884 68 13 416 94 462 444 115 282 186 62 294 48 217 13 704 15 317 43 369 1 692 241 Particip. Utilidad Trabajadores 1 452 7 575 2 644 1 696 1 693 7 363 552 6 177 25 761 13 802 2 554 720 71 989 Impuesto a la Renta 6 702 7 584 123 335 15 078 9 667 9 650 41 435 3 186 25 260 146 839 78 672 10 321 14 560 4 104 12 352 508 745
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 22 015 ( 1 934 ) 14 590 233 329 34 015 19 331 23 788 94 086 68 9 678 63 025 271 515 189 712 51 972 31 103 8 880 15 317 31 017 1 111 507
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR DESTINO EMPRESAS GENERADORASAl 31 de Diciembre de 2009
176
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6Página 2
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total
INGRESOS 22 750 30 329 40 316 252 325 88 187 433 908 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 22 750 29 947 38 779 223 712 88 119 403 307 Otros Ingresos 382 1 537 28 613 69 30 600
COSTOS 16 652 11 300 20 227 176 245 31 624 256 047 Gastos de Generación Costos de Transmisión 16 652 9 811 16 469 151 579 28 983 223 494 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 1 489 3 758 24 666 2 640 32 554
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 6 098 19 029 20 089 76 080 56 564 177 861 OTROS INGRESOS (EGRESOS) ( 861 ) ( 2 195 ) ( 4 569 ) ( 20 734 ) ( 6 048 ) ( 34 407 ) Ingresos Financieros 3 457 381 99 4 159 5 622 13 718 Gastos Financieros ( 4 227 ) ( 2 435 ) ( 4 920 ) ( 26 653 ) ( 13 433 ) ( 51 669 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Diferencia en Cambio 253 ( 363 ) 1 763 1 652 Otros Ingresos (Egresos) ( 90 ) ( 141 ) 2 123 1 892 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores
UTILIDAD ANTES DEL REI 5 237 16 834 15 520 55 346 50 515 143 453 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 5 237 16 834 15 520 55 346 50 515 143 453 Particip. Utilidad Trabajadores 2 219 2 219 Impuesto a la Renta 1 637 3 902 4 724 11 382 15 113 36 758
UTILIDAD NETA 3 600 12 933 10 797 41 745 35 402 104 477
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
177
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6Página 3
Descripción Coelvisac Edecañete Edelnor Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro TocacheElectro Ucayali
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
INGRESOS 47 864 24 199 1 630 666 232 286 80 537 165 376 171 589 7 724 63 156 247 313 241 718 190 193 91 640 4 513 403 768 1 639 047 233 483 2 805 5 477 879 Venta Energía Eléctrica al Público 44 875 22 244 1 516 991 209 171 65 907 146 048 163 268 7 724 54 690 236 310 226 532 180 930 88 862 4 513 381 440 1 584 190 224 721 2 694 5 161 109 Venta Energía Precios en Barra 20 086 16 389 36 476 Transferencia COES 5 721 5 721 Peajes y Uso Instal. Transmisión 74 8 038 5 731 5 939 19 782 Otros Ingresos 2 915 1 955 105 636 3 029 14 631 19 328 8 321 2 745 11 003 9 455 9 263 2 778 54 858 8 762 111 254 790
COSTOS 45 903 23 136 1 312 142 209 449 71 107 143 603 158 189 7 006 65 835 205 182 213 335 161 869 81 475 4 164 353 080 1 214 869 200 780 2 339 4 473 465 Gastos de Generación 1 748 162 572 500 9 719 180 8 632 6 379 2 756 3 734 6 249 4 420 206 889 Costos de Transmisión 148 593 31 964 2 738 4 234 1 398 10 762 7 684 4 561 3 891 15 388 35 298 1 428 120 085 Gastos de Distribución 44 833 18 381 1 158 493 15 357 59 620 109 552 122 960 5 406 8 826 155 802 177 956 131 371 67 705 3 260 281 382 1 079 213 162 869 1 992 3 604 977 Gastos de Comercialización 111 1 544 56 453 13 632 6 764 15 598 16 405 460 42 553 17 421 14 086 11 192 5 955 200 20 989 30 648 21 809 161 275 981 Gastos Generales y Administrativos 811 2 619 63 484 15 150 4 224 8 734 14 411 1 140 4 426 14 818 10 853 11 010 3 925 703 29 071 69 711 10 255 187 265 532
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 961 1 063 318 523 22 837 9 430 21 773 13 400 718 ( 2 679 ) 42 131 28 383 28 325 10 165 349 50 688 424 178 32 703 465 1 004 414 OTROS INGRESOS (EGRESOS) 34 919 ( 46 612 ) 2 675 687 ( 897 ) 10 249 ( 408 ) 1 509 2 402 ( 2 558 ) ( 3 704 ) 583 ( 26 ) 8 846 ( 3 035 ) ( 1 101 ) ( 15 ) ( 30 450 ) Ingresos Financieros 396 148 19 005 899 927 591 1 021 2 356 3 237 1 936 1 413 670 10 5 642 18 144 3 313 3 57 712 Gastos Financieros ( 223 ) ( 146 ) ( 73 806 ) ( 1 127 ) ( 159 ) ( 349 ) ( 3 757 ) ( 351 ) ( 62 ) ( 2 637 ) ( 3 356 ) ( 1 692 ) ( 1 218 ) ( 31 ) ( 2 461 ) ( 41 192 ) ( 3 250 ) ( 13 ) ( 135 829 ) Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Diferencia en Cambio 12 ( 20 ) 1 118 2 728 ( 23 ) 214 ( 133 ) ( 41 ) 401 ( 307 ) 3 948 Otros Ingresos (Egresos) 772 935 7 072 3 290 ( 80 ) ( 825 ) 15 390 ( 59 ) 1 986 1 497 ( 1 698 ) ( 3 384 ) 1 173 ( 6 ) 5 265 10 583 1 990 ( 11 ) 43 889 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 923 ) 1 ( 387 ) ( 313 ) ( 5 132 ) ( 748 ) 305 346 91 9 737 ( 3 153 ) 5 ( 170 )
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1 996 1 982 271 912 25 512 10 117 20 877 23 649 310 ( 1 170 ) 44 533 25 824 24 620 10 748 323 59 534 421 143 31 602 450 973 964 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1 996 1 982 271 912 25 512 10 117 20 877 23 649 310 ( 1 170 ) 44 533 25 824 24 620 10 748 323 59 534 421 143 31 602 450 973 964 Particip. Utilidad Trabajadores 89 14 566 1 471 713 15 10 2 609 984 1 652 598 22 23 023 1 949 47 703 Impuesto a la Renta 506 84 728 8 387 4 071 88 57 14 869 5 609 9 415 3 410 122 21 351 118 179 11 110 140 282 040
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 996 1 388 172 618 15 653 10 117 20 877 18 865 206 ( 1 236 ) 27 056 19 231 13 553 6 740 179 38 183 279 942 18 543 310 644 221
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de Diciembre de 2009
178
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7
Descripción Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA TOTAL
INGRESOS 5 247 302 433 908 5 477 879 11 159 088 10 912 239 246 850 11 159 088 Venta Energía Eléctrica al Público 2 999 417 5 161 109 8 160 527 7 940 688 219 838 8 160 527
Venta Energía Precios en Barra 1 397 725 36 476 1 434 201 1 410 795 23 406 1 434 201
Transferencia COES 482 933 5 721 488 655 488 572 83 488 655 Peajes y Uso Instal. Transmisión 78 930 403 307 19 782 502 020 501 656 363 502 020 Otros Ingresos 288 296 30 600 254 790 573 686 570 527 3 159 573 686
GASTOS 3 554 056 256 047 4 473 465 8 283 568 8 058 447 225 121 8 283 568 Combustibles y Lubricantes 984 085 550 129 880 1 114 515 996 980 117 535 1 114 515
Suministros Diversos 46 616 3 702 144 440 194 758 180 222 14 536 194 758
Compra de Energía 1 150 204 2 930 503 4 080 707 4 076 540 4 167 4 080 707
Precios en Barra 94 876 2 204 023 2 298 899 2 294 786 4 113 2 298 899 Transferencia COES 429 427 523 681 953 108 953 054 54 953 108 Uso de Transmisión 451 435 20 855 472 290 472 290 472 290
A Terceros 174 466 181 943 356 410 356 410 356 410
Cargas de Personal 230 730 39 199 290 026 559 955 540 830 19 125 559 955
Servicios Prestados por Terceros 298 939 47 534 461 113 807 586 769 681 37 905 807 586
Tributos 117 187 6 694 78 109 201 990 198 037 3 953 201 990 Cargas Diversas de Gestión 79 493 18 074 62 002 159 569 153 259 6 309 159 569 Provisiones del Ejercicio 646 600 139 900 391 037 1 177 538 1 155 947 21 590 1 177 538 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 610 128 44 283 351 987 1 006 398 987 632 18 766 1 006 398 Compensación Tiempo Servicios 13 984 1 912 18 077 33 974 32 784 1 190 33 974
Cuentas de Cobranza Dudosa 2 647 420 11 186 14 252 13 876 376 14 252
Otras Provisiones 19 841 93 285 9 787 122 913 121 655 1 259 122 913
Otros 203 377 1 328 1 908 1 908 0 1 908
Gastos Cargados a Inversiones 17 ( 14 974 ) ( 14 957 ) ( 14 957 ) ( 14 957 )
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 693 246 177 861 1 004 414 2 875 520 2 853 792 21 728 2 875 520 OTROS INGRESOS Y EGRESOS ( 1 005 ) ( 34 407 ) ( 30 450 ) ( 65 863 ) ( 68 553 ) 2 690 ( 65 863 )
Ingresos Financieros 194 850 13 718 57 712 266 280 265 300 980 266 280 Gastos Financieros ( 370 857 ) ( 51 669 ) ( 135 829 ) ( 558 355 ) ( 557 179 ) ( 1 176 ) ( 558 355 ) Diferencia en Cambio 198 366 1 562 3 948 203 876 203 876 203 876 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) ( 16 083 ) 1 982 43 889 29 789 26 521 3 268 29 789 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 7 282 ) ( 170 ) ( 7 452 ) ( 7 070 ) ( 382 ) ( 7 452 )
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 1 692 241 143 453 973 964 2 809 658 2 785 239 24 418 2 809 658 Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 692 241 143 453 973 964 2 809 658 2 785 239 24 418 2 809 658 Particip. Utilidad Trabajadores 71 989 2 219 50 889 125 097 123 603 1 494 125 097 Impuesto a la Renta 508 745 36 758 278 854 824 356 815 708 8 648 824 356
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 111 507 104 477 644 221 1 860 205 1 845 928 14 276 1 860 205
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
179
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
INGRESOS 69 971 6 043 83 478 1 058 736 201 436 138 914 101 592 348 619 1 202 28 280 176 416 1 210 340 1 076 195 325 005 105 359 93 555 29 733 192 427 5 247 302 Venta Energía Eléctrica al Público 15 081 3 217 921 044 41 714 348 619 244 48 762 236 861 1 015 945 274 374 93 555 2 999 417 Venta Energía Precios en Barra 33 896 2 463 80 953 76 668 85 243 857 75 179 829 374 29 733 183 359 1 397 725 Transferencia COES 19 680 1 054 85 469 175 121 9 096 16 349 83 28 280 33 758 26 115 19 036 59 826 9 068 482 933 Peajes y Uso Instal. Transmisión 1 313 363 7 210 579 18 717 50 433 314 78 930 Otros Ingresos 1 471 45 014 26 315 10 858 19 117 989 9 817 31 594 45 219 288 296 GASTOS 44 526 7 983 50 978 682 505 147 973 107 307 57 728 232 981 1 186 25 043 82 815 762 233 767 252 281 268 65 885 79 717 14 256 142 420 3 554 056 Combustibles y Lubricantes 36 218 051 60 326 21 190 42 34 206 8 1 622 40 625 470 629 99 634 1 086 37 629 984 085 Suministros Diversos 847 1 411 164 14 646 1 497 2 610 1 494 5 652 36 308 4 788 10 613 757 862 929 46 616 Compra de Energía 7 318 54 29 456 116 473 39 956 25 527 25 677 79 360 422 8 604 16 415 443 714 82 333 121 290 31 903 22 000 99 701 1 150 204 Precios en Barra 2 020 79 360 422 1 636 11 437 94 876 Transferencia COES 54 19 596 39 430 28 700 15 929 10 169 5 871 3 576 111 332 80 467 14 602 99 701 429 427 Uso de Transmisión 5 297 9 860 65 611 11 256 9 599 15 508 2 733 11 203 172 950 78 730 40 823 17 301 10 563 451 435 A Terceros 11 432 159 432 3 602 174 466 Cargas de Personal 9 603 746 32 243 8 153 8 822 7 641 34 164 196 4 514 18 789 33 988 45 785 12 001 7 095 2 858 4 100 34 230 730 Servicios Prestados por Terceros 13 435 3 533 7 804 48 697 11 613 6 850 4 239 18 433 236 2 406 13 467 79 637 49 679 10 022 4 736 2 727 981 20 443 298 939 Tributos 2 263 99 3 091 32 979 2 541 3 694 2 265 10 002 22 789 4 887 23 514 13 939 4 589 2 639 6 802 536 2 536 117 187 Cargas Diversas de Gestión 2 603 36 1 096 14 327 7 855 5 475 2 252 6 066 46 2 056 3 184 9 986 13 123 3 675 2 370 914 1 698 2 733 79 493 Provisiones del Ejercicio 8 300 2 068 9 367 205 090 16 032 33 138 14 117 45 099 220 6 366 25 450 125 980 81 151 29 301 15 195 5 859 6 941 16 928 646 600 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 7 381 1 912 9 367 201 593 15 478 32 442 13 598 40 761 220 5 921 24 631 116 300 72 720 26 409 12 290 5 623 6 554 16 928 610 128 Compensación Tiempo Servicios 572 47 1 758 541 526 511 2 172 282 780 1 515 2 080 2 199 416 198 387 13 984 Cuentas de Cobranza Dudosa 347 106 13 8 260 1 449 464 2 647 Otras Provisiones 4 1 738 170 1 906 163 40 6 716 6 351 692 2 024 38 19 841 Otros 157 0 46 203 Gastos Cargados a Inversiones UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 25 445 ( 1 940 ) 32 500 376 231 53 463 31 607 43 864 115 638 17 3 237 93 601 448 106 308 943 43 737 39 474 13 838 15 477 50 007 1 693 246 OTROS INGRESOS Y EGRESOS 4 724 6 ( 10 326 ) ( 11 992 ) ( 1 726 ) ( 914 ) ( 8 733 ) 27 246 51 10 179 861 ( 3 992 ) ( 26 757 ) 18 557 8 743 ( 134 ) ( 160 ) ( 6 639 ) ( 1 005 ) Ingresos Financieros 1 860 12 405 47 771 1 512 4 027 2 130 87 002 56 170 650 21 318 4 112 3 191 1 438 306 122 18 769 194 850 Gastos Financieros ( 4 848 ) ( 14 149 ) ( 122 890 ) ( 4 387 ) ( 148 ) ( 1 ) ( 76 604 ) ( 5 ) ( 60 ) ( 20 066 ) ( 36 678 ) ( 45 643 ) ( 19 133 ) ( 6 383 ) ( 18 ) ( 3 583 ) ( 16 260 ) ( 370 857 ) Diferencia en Cambio 5 754 3 418 75 678 1 149 ( 453 ) ( 11 563 ) 1 536 13 413 44 529 14 164 35 005 11 499 ( 84 ) 4 323 198 366 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 1 959 ( 6 ) ( 12 552 ) ( 12 003 ) 701 16 848 287 6 837 ( 12 146 ) 538 ( 506 ) 4 466 ( 338 ) ( 1 021 ) ( 9 148 ) ( 16 083 ) Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 7 663 8 246 27 ( 21 014 ) 72 ( 2 276 ) ( 7 282 ) UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 30 169 ( 1 934 ) 22 174 364 239 51 737 30 694 35 131 142 884 68 13 416 94 462 444 115 282 186 62 294 48 217 13 704 15 317 43 369 1 692 241 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 30 169 ( 1 934 ) 22 174 364 239 51 737 30 694 35 131 142 884 68 13 416 94 462 444 115 282 186 62 294 48 217 13 704 15 317 43 369 1 692 241 Particip. Utilidad Trabajadores 1 452 7 575 2 644 1 696 1 693 7 363 552 6 177 25 761 13 802 2 554 720 71 989 Impuesto a la Renta 6 702 7 584 123 335 15 078 9 667 9 650 41 435 3 186 25 260 146 839 78 672 10 321 14 560 4 104 12 352 508 745 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 22 015 ( 1 934 ) 14 590 233 329 34 015 19 331 23 788 94 086 68 9 678 63 025 271 515 189 712 51 972 31 103 8 880 15 317 31 017 1 111 507
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
180
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7Página 2
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total
INGRESOS 22 750 30 329 40 316 252 325 88 187 433 908 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 22 750 29 947 38 779 223 712 88 119 403 307 Otros Ingresos 382 1 537 28 613 69 30 600 GASTOS 16 652 11 300 20 227 176 245 31 624 256 047 Combustibles y Lubricantes 550 550 Suministros Diversos 94 3 585 23 3 702 Compra de Energía Precios en Barra Transferencia COES Uso de Transmisión A Terceros Cargas de Personal 530 1 928 36 529 211 39 199 Servicios Prestados por Terceros 6 206 3 752 5 324 23 580 8 672 47 534 Tributos 243 407 594 4 198 1 252 6 694 Cargas Diversas de Gestión ( 289 ) 497 3 063 13 163 1 641 18 074 Provisiones del Ejercicio 10 205 6 114 9 208 94 639 19 734 139 900 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 10 205 5 581 9 208 3 973 15 316 44 283 Compensación Tiempo Servicios 37 1 875 1 912 Cuentas de Cobranza Dudosa 420 420 Otras Provisiones 497 88 371 4 418 93 285 Otros 287 90 377 Gastos Cargados a Inversiones 17 17 UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 6 098 19 029 20 089 76 080 56 564 177 861 OTROS INGRESOS Y EGRESOS ( 861 ) ( 2 195 ) ( 4 569 ) ( 20 734 ) ( 6 048 ) ( 34 407 ) Ingresos Financieros 3 457 381 99 4 159 5 622 13 718 Gastos Financieros ( 4 227 ) ( 2 435 ) ( 4 920 ) ( 26 653 ) ( 13 433 ) ( 51 669 ) Diferencia en Cambio ( 90 ) 253 ( 363 ) 1 763 1 562 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) ( 141 ) 2 123 1 982 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores UTILIDAD ANTES DEL REI 5 237 16 834 15 520 55 346 50 515 143 453 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 5 237 16 834 15 520 55 346 50 515 143 453 Particip. Utilidad Trabajadores 2 219 2 219 Impuesto a la Renta 1 637 3 902 4 724 11 382 15 113 36 758 UTILIDAD NETA 3 600 12 933 10 797 41 745 35 402 104 477
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS TRANSMISORASAl 31 de Diciembre de 2009
181
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7
Descripción Coelvisac Edecañete EdelnorElectro 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 47 864 24 199 1 630 666 232 286 80 537 165 376 171 589 7 724 63 156 247 313 241 718 190 193 91 640 4 513 403 768 1 639 047 233 483 2 805 5 477 879 Venta Energía Eléctrica al Público 44 875 22 244 1 516 991 209 171 65 907 146 048 163 268 7 724 54 690 236 310 226 532 180 930 88 862 4 513 381 440 1 584 190 224 721 2 694 5 161 109 Venta Energía Precios en Barra 20 086 16 389 36 476 Transferencia COES 5 721 5 721 Peajes y Uso Instal. Transmisión 74 8 038 5 731 5 939 19 782 Otros Ingresos 2 915 1 955 105 636 3 029 14 631 19 328 8 321 2 745 11 003 9 455 9 263 2 778 54 858 8 762 111 254 790 GASTOS 45 903 23 136 1 312 142 209 449 71 107 143 603 158 189 7 006 65 835 205 182 213 335 161 869 81 475 4 164 353 080 1 214 869 200 780 2 339 4 473 465 Combustibles y Lubricantes 117 450 87 4 469 135 26 4 122 580 146 612 41 807 1 404 1 129 880 Suministros Diversos 759 52 951 12 459 3 872 6 581 6 965 896 4 547 9 976 7 740 6 522 2 998 419 10 988 9 205 7 351 211 144 440 Compra de Energía 34 931 12 766 943 878 43 665 70 255 104 463 4 257 39 673 110 168 144 976 104 090 52 611 2 063 219 462 913 086 128 532 1 628 2 930 503 Precios en Barra 26 560 12 766 943 582 43 665 2 449 39 673 2 063 218 552 913 086 1 628 2 204 023 Transferencia COES 104 463 104 625 108 137 77 924 128 532 523 681 Uso de Transmisión 7 649 296 1 808 822 6 859 2 511 910 20 855 A Terceros 723 70 255 4 721 29 979 23 655 52 611 181 943 Cargas de Personal 1 135 57 998 17 559 6 443 15 453 11 844 841 5 062 17 013 10 959 10 759 7 977 488 20 871 92 262 13 226 137 290 026 Servicios Prestados por Terceros 6 906 3 491 116 911 33 271 5 381 18 256 15 203 438 5 843 33 032 27 862 22 149 7 064 595 50 392 94 020 20 028 270 461 113 Tributos 929 275 20 161 3 748 1 069 2 260 2 488 160 959 4 069 3 852 3 036 1 420 53 6 519 23 527 3 552 30 78 109 Cargas Diversas de Gestión 1 794 365 10 173 6 090 1 152 3 901 3 094 159 1 255 2 673 1 512 1 616 1 894 117 4 432 14 456 7 299 20 62 002 Provisiones del Ejercicio 1 342 4 346 125 044 18 872 9 438 22 331 13 996 229 4 375 26 439 16 288 13 085 7 511 387 39 610 68 313 19 388 43 391 037 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 1 294 4 239 115 942 16 263 9 024 21 258 12 315 191 3 828 23 579 12 732 9 937 6 936 349 36 529 60 323 17 225 22 351 987 Compensación Tiempo Servicios 48 72 3 730 1 097 414 1 014 702 21 377 1 179 789 677 36 1 408 5 699 805 10 18 077 Cuentas de Cobranza Dudosa 27 4 429 264 438 165 424 753 543 87 2 962 1 754 1 332 4 11 186 Otras Provisiones 8 943 1 249 59 541 17 4 1 257 2 015 1 927 487 711 537 26 6 9 787 Otros 97 1 1 230 1 328 Gastos Cargados a Inversiones ( 14 974 ) ( 14 974 ) UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1 961 1 063 318 523 22 837 9 430 21 773 13 400 718 ( 2 679 ) 42 131 28 383 28 325 10 165 349 50 688 424 178 32 703 465 1 004 414 OTROS INGRESOS Y EGRESOS 34 919 ( 46 612 ) 2 675 687 ( 897 ) 10 249 ( 408 ) 1 509 2 402 ( 2 558 ) ( 3 704 ) 583 ( 26 ) 8 846 ( 3 035 ) ( 1 101 ) ( 15 ) ( 30 450 ) Ingresos Financieros 396 148 19 005 899 927 591 1 021 2 356 3 237 1 936 1 413 670 10 5 642 18 144 3 313 3 57 712 Gastos Financieros ( 223 ) ( 146 ) ( 73 806 ) ( 1 127 ) ( 159 ) ( 349 ) ( 3 757 ) ( 351 ) ( 62 ) ( 2 637 ) ( 3 356 ) ( 1 692 ) ( 1 218 ) ( 31 ) ( 2 461 ) ( 41 192 ) ( 3 250 ) ( 13 ) ( 135 829 ) Diferencia en Cambio 12 ( 20 ) 1 118 2 728 ( 23 ) 214 ( 133 ) ( 41 ) 401 ( 307 ) 3 948 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 772 935 7 072 3 290 ( 80 ) ( 825 ) 15 390 ( 59 ) 1 986 1 497 ( 1 698 ) ( 3 384 ) 1 173 ( 6 ) 5 265 10 583 1 990 ( 11 ) 43 889 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores ( 923 ) 1 ( 387 ) ( 313 ) ( 5 132 ) ( 748 ) 305 346 91 9 737 ( 3 153 ) 5 ( 170 ) UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 1 996 1 982 271 912 25 512 10 117 20 877 23 649 310 ( 1 170 ) 44 533 25 824 24 620 10 748 323 59 534 421 143 31 602 450 973 964 Resultado Exposición Inflación UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 996 1 982 271 912 25 512 10 117 20 877 23 649 310 ( 1 170 ) 44 533 25 824 24 620 10 748 323 59 534 421 143 31 602 450 973 964 Particip. Utilidad Trabajadores 89 14 566 1 471 713 15 10 2 609 984 1 652 598 22 3 187 23 023 1 949 50 889 Impuesto a la Renta 506 84 728 8 387 4 071 88 57 14 869 5 609 9 415 3 410 122 18 164 118 179 11 110 140 278 854 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 996 1 388 172 618 15 653 10 117 20 877 18 865 206 ( 1 236 ) 27 056 19 231 13 553 6 740 179 38 183 279 942 18 543 310 644 221
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
182
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
GRUPO DETALLE GEN TRAN DIST TOTAL SEIN SA TOTAL
A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1.23 1.01 0.98 1.11 1.09 2.37 1.11
2. Prueba Acida 1.04 0.91 0.82 0.94 0.93 1.51 0.94
3. Liquidez Inmediata 0.57 0.51 0.22 0.42 0.42 0.79 0.42
B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 7.79 9.40 6.92 7.38 7.31 12.01 7.38
POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 46 38.32 52 49 49 30 49
C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0.75 1.21 0.69 0.76 0.78 0.14 0.76
7. Cobertura de Interés 6.16 6.15 10.27 7.15 7.08 37.01 7.15
8. Cobertura de Activo Fijo 1.36 0.36 1.40 1.31 1.32 0.89 1.31
D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 25.80% 21.64% 37.15% 28.91% 28.66% 75.27% 28.91%
10. Servicio (%) 6.48% 4.78% 4.39% 5.65% 5.67% 1.93% 5.65%
11. Cobertura (%) 275.99% 247.46% 786.06% 351.30% 350.25% 486.45% 351.30%
E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 37.93% 48.49% 28.22% 33.57% 33.85% 21.57% 33.57%
13. Operacional(%) 32.27% 40.99% 18.34% 25.77% 26.15% 8.80% 25.77%
14. Neta (%) 21.18% 24.08% 11.76% 16.67% 16.92% 5.78% 16.67%
15. ROA (%) 9.77% 7.47% 10.33% 9.77% 9.89% 3.76% 9.77%
17. ROE (%) 17.13% 13.30% 16.89% 16.80% 17.18% 4.80% 16.80%
18. GIR sobre ventas (%) 47.18% 78.79% 26.72% 38.29% 38.77% 17.78% 38.29%
19. Gir sobre patrimonio (%) 23.68% 29.46% 24.20% 24.23% 24.73% 8.52% 24.23%
20. GIR sobre activo Fijo (%) 17.38% (*) 17.30% 18.50% 18.69% 9.59% 18.50%
21. GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 15.31% 19.69% 12.45% 14.42% 14.50% 9.41% 14.42%
21. De explotacion (%) 22.78% 112.10% 28.18% 26.33% 26.37% 24.48% 26.33%
F. GESTION OPERATIVA 22. Eficiencia 36.84% 105.22% 64.74% 48.31% 48.2% 53.9% 48.31%
23. Depreciacion sobre activo fijo (%) 4.53% 11.55% 4.36% 4.59% 4.6% 4.2% 4.59%
24. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 67.48% 49.37% 62.99% 65.5% 66.3% 28.9% 65.5%
25. Gasto de Personal sobre Activo fijo 1.71% 10.23% 3.60% 2.56% 2.5% 4.2% 2.56%
G. VALOR DE MERCADO 26. Precio / utilidad
27. Valor en libros 1.22 3.61 1.32 1.31 1.31 1.36 1.31
28. Valor de mercado sobre valor en libros
No aplicable por ser atípico
Fuente: Osinergmin. GIR 2117430.16 0.00 0.00
Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA VNR 27916751.75 0.00 27,916,752
RATIOS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS
Al 31 de Diciembre de 2009
183
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes
Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
A. Liquidez
Razón Corriente 0.93 0.00 0.23 0.91 3.77 4.57 7.00 1.35 1.01 2.32 0.63 0.97 1.21 1.73 1.82 2.66 3.29 1.24 1.23
Prueba Acida 0.73 0.00 0.21 0.68 3.47 3.49 6.00 1.18 1.01 1.71 0.60 0.94 0.83 1.57 1.49 2.54 3.21 0.90 1.04
Liquidez Inmediata 0.12 0.00 0.09 0.35 1.66 2.09 2.17 0.76 0.07 0.51 0.21 0.69 0.23 0.61 0.96 1.31 1.40 0.61 0.57B. Gestión de Cuentas por Cobrar
Rotación 7.05 4.60 7.42 10.36 4.32 3.39 4.89 7.40 6.40 9.01 7.22 10.63 6.69 6.93 4.56 4.41 8.97 479.84 7.79 Efectividad de Cobranza 51.05 78.26 48.50 34.75 83.37 106.13 73.68 48.64 56.25 39.96 49.86 33.87 53.79 51.95 78.87 81.67 40.13 0.75 46.22
C. Solvencia
Endeudamiento patrimonial 0.57 0.00 2.25 0.92 0.88 0.17 0.04 1.20 0.29 0.19 0.53 0.52 1.76 1.66 0.54 0.28 0.78 0.30 0.75 Cobertura de Interés 6.96 0.00 2.96 4.73 15.84 (*) (*) 2.10 44.11 159.52 5.93 15.65 8.55 3.82 8.56 (*) 6.26 2.67 6.16
Cobertura del Activo Fijo 1.28 0.93 3.14 1.59 1.18 0.95 0.91 1.90 1.01 1.05 0.71 1.23 1.75 1.85 1.21 0.55 1.48 0.93 1.36D. Gestión de La deuda
Estructura (%) 18.31% 0.00% 21.07% 14.89% 20.97% 22.74% 41.25% 14.18% 53.67% 29.42% 20.23% 54.32% 27.56% 20.12% 28.38% 97.80% 11.72% 100.00% 25.80%
Servicio (%) 7.23% 0.00% 3.84% 9.78% 5.01% 0.35% 0.01% 11.90% 0.53% 0.29% 6.59% 3.16% 5.05% 2.91% 3.45% 0.08% 6.96% 33.59% 6.48% Cobertura (%) 310.51% 0.00% 52.18% 453.63% 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% 77.78% 332.52% 294.14% 165.03% 316.72% 228.29% 155.05% 214.01% (*) 203.13% 275.99%
E. Rentabilidad
Bruta (%) 53.63% -12.69% 41.26% 39.36% 35.19% 28.75% 50.09% 45.79% 26.85% 30.48% 62.55% 40.89% 33.75% 19.21% 43.60% 29.53% 58.83% 25.99% 37.93% Operacional (%) 36.37% -32.10% 38.93% 35.54% 26.54% 22.75% 43.18% 33.17% 1.39% 11.45% 53.06% 37.02% 28.71% 13.46% 37.47% 14.79% 52.05% 25.99% 32.27% Neta (%) 31.46% -32.00% 17.48% 22.04% 16.89% 13.92% 23.42% 26.99% 5.61% 34.22% 35.73% 22.43% 17.63% 15.99% 29.52% 9.49% 51.52% 16.12% 21.18% ROA (%) anual 9.24% -5.31% 4.97% 8.49% 23.23% 3.17% 6.33% 7.67% 0.36% 1.60% 9.30% 13.23% 18.05% 3.95% 7.38% 13.32% 13.22% 15.59% 9.77% ROE (%) anual 17.20% -5.29% 11.01% 15.78% 42.22% 3.60% 5.29% 20.89% 1.87% 7.93% 14.35% 19.92% 45.55% 14.94% 13.88% 16.92% 23.35% 17.62% 17.13%
GIR sobre ventas (%) 48.23% 2.12% 51.05% 57.35% 39.68% 50.56% 57.07% 46.11% 20.01% 33.96% 67.48% 52.56% 36.58% 24.89% 90.90% 21.05% 75.40% 34.78% 47.18%
GIR sobre patrimonio (%) 19.23% 0.35% 20.80% 25.18% 56.71% 7.59% 8.73% 23.50% 6.56% 5.68% 18.09% 25.76% 62.96% 17.51% 15.74% 24.32% 34.18% 27.19% 23.68%
GIR sobre activo Fijo (%) 15.01% 0.38% 6.63% 15.87% 47.92% 7.98% 9.57% 12.36% 6.50% 5.38% 25.41% 20.89% 35.91% 9.48% 13.05% 44.53% 23.06% 29.31% 17.38% GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 10.39% 0.39% 6.16% 16.62% 33.52% 7.75% 14.67% 11.31% 5.87% 14.35% 15.67% 21.74% 14.67% 12.11% 22.53% 16.57% 25.39% 15.31%
De explotacion (%) 27.49% 13.33% 8.53% 19.37% 68.72% 11.04% 12.28% 17.64% 20.25% 10.85% 34.02% 26.24% 47.18% 13.42% 17.06% 74.60% 30.58% 40.60% 22.78%
F. Gestión del Activo Fijo
Eficiencia 31.13% 17.74% 12.98% 27.67% 120.75% 15.78% 16.77% 26.81% 32.50% 15.85% 37.66% 39.74% 98.16% 38.10% 14.35% (*) 30.58% 84.26% 36.84% Depreciación sobre Activo Fijo 3.28% 5.61% 1.48% 5.50% 10.67% 4.00% 2.24% 3.14% 6.04% 3.32% 5.26% 4.23% 6.69% 3.43% 2.93% 12.71% 6.74% 7.41% 4.53% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 67.31% 75.43% 22.68% 51.53% 93.04% 101.98% 52.48% 66.48% 50.03% 97.11% 26.88% 129.03% 41.50% 5.40% 29.24% (*) 36.47% 54.57% 67.48% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 4.27% 2.19% 0.00% 0.88% 5.62% 1.09% 1.26% 2.63% 5.39% 2.53% 4.01% 1.24% 4.21% 1.56% 1.69% 6.46% 4.22% 0.01% 1.71%G. Valor de Mercado
Precio / utilidad
Valor en libros 1.18 0.32 0.68 1.14 1.50 1.06 1.20 1.16 1.03 0.82 1.20 1.31 3.10 1.85 1.13 1.29 1.32 1.32 1.22
Valor de mercado valor en libros
(*) No aplicable por ser atípico
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RATIOS DE EMPRESAS GENERADORAS
Al 31 de Diciembre de 2009
184
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
Página 2
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total
A. Liquidez
Razón Corriente 1.47 1.74 5.01 1.09 0.58 1.01 Prueba Acida 1.35 1.39 4.75 0.94 0.56 0.91 Liquidez Inmediata 0.86 1.15 3.12 0.42 0.34 0.51B. Gestión de Cuentas por Cobrar
Rotación ‐1,203.41 10.20 9.94 8.34 9.50 9.40 Efectividad de Cobranza ‐0.30 35.30 36.20 43.18 37.88 38.32C. Solvencia
Endeudamiento patrimonial 0.12 0.99 1.62 1.31 2.04 1.21 Cobertura de Interés 3.86 10.33 5.95 6.41 5.68 6.15 Cobertura del Activo Fijo 0.94 0.01 2.17 0.08 0.00 0.36D. Gestión de La deuda
Estructura (%) 100.00% 16.48% 5.49% 16.83% 30.21% 21.64% Servicio (%) 16.38% 3.36% 6.79% 4.47% 4.27% 4.78% Cobertura (%) 127.60% 363.96% 0.00% 296.05% 149.43% 247.46%E. Rentabilidad
Bruta (%) 26.81% 67.65% 59.15% 39.93% 67.13% 48.49% Operacional (%) 26.81% 62.74% 49.83% 30.15% 64.14% 40.99% Neta (%) 15.83% 42.64% 26.78% 16.54% 40.14% 24.08% ROA (%) 2.58% 12.77% 11.58% 6.21% 9.48% 7.47% ROE (%) 2.49% 22.48% 23.41% 10.43% 25.76% 13.30%
GIR sobre ventas (%) 71.66% 83.96% 75.55% 76.31% 86.59% 78.79% GIR sobre patrimonio (%) 7.74% 33.57% 44.19% 32.17% 38.90% 29.46% GIR sobre activo Fijo (%) 8.22% (*) 20.34% (*) (*) (*) GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 11.24% 14.15% 11.66% 41.64% 12.11% 19.69% De explotacion (%) 11.47% (*) 27.93% (*) (*) (*)F. Gestión del Activo Fijo
Eficiencia 11.47% (*) 26.93% (*) (*) (*) Depreciación sobre Activo Fijo 5.15% (*) 6.39% 9.96% (*) 11.55% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 46.49% (*) 48.16% 64.65% (*) 49.37% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 0.00% 138.78% 1.34% 91.54% 31.99% 10.23%G. Valor de Mercado
Precio / utilidad
Valor en libros 0.00 1.20 1.24 7.75 1.72 3.61 Valor de mercado sobre valor en libros
(*) No aplicable por ser atípico
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RATIOS EMPRESAS TRANSMISORAS
Al 31 de Diciembre de 2009
185
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
Página 3
Descripción 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
A. Liquidez
Razón Corriente 1.57 1.61 0.90 2.36 2.42 1.28 1.43 5.32 4.00 0.62 0.81 0.75 2.88 1.00 0.64 0.67 2.88 1.70 0.98 Prueba Acida 1.19 1.49 0.83 1.48 2.03 1.13 1.24 4.41 2.55 0.45 0.71 0.41 2.60 0.69 0.55 0.61 2.40 1.58 0.82 Liquidez Inmediata 0.08 0.54 0.13 0.78 1.48 0.77 0.46 1.55 1.02 0.02 0.04 0.04 1.50 0.01 0.08 0.02 1.55 0.55 0.22B. Gestión de Cuentas por Cobrar
Rotación 5.38 6.72 6.69 12.76 8.12 8.68 5.63 18.51 6.54 5.80 5.99 7.07 6.98 8.63 7.40 6.86 7.63 9.26 6.92 Efectividad de Cobranza 66.86 53.54 53.82 28.22 44.36 41.47 63.89 19.44 55.04 62.06 60.08 50.94 51.54 41.73 48.62 52.50 47.20 38.86 52.03C. Solvencia
Endeudamiento patrimonial 0.77 0.17 1.87 0.15 0.34 0.16 0.49 0.40 0.06 0.39 0.45 0.47 0.23 0.16 0.28 1.14 0.34 0.60 0.69 Cobertura de Interés 14.84 37.13 6.01 37.01 118.48 126.27 7.29 2.70 27.27 26.01 13.31 24.47 14.51 24.03 36.69 11.96 16.03 39.82 10.27 Cobertura del Activo Fijo 1.00 0.92 2.46 0.88 1.00 0.96 1.03 0.78 0.81 1.20 1.20 1.17 0.94 1.01 1.16 1.80 0.89 0.56 1.40D. Gestión de La deuda
Estructura (%) 61.98% 54.16% 21.95% 75.27% 40.37% 93.92% 39.73% 23.55% 100.00% 70.55% 60.96% 76.21% 40.31% 93.54% 57.74% 34.21% 46.29% 99.44% 37.15% Servicio (%) 1.53% 2.47% 6.12% 1.92% 0.23% 0.47% 3.20% 52.58% 0.81% 1.80% 2.46% 1.78% 4.18% 3.68% 1.51% 4.65% 3.86% 4.19% 4.39% Cobertura (%) 0.00% 0.00% (*) (*) (*) (*) 0.00% 0.00% (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) 0.00% (*)E. Rentabilidad
Bruta (%) 6.02% 21.59% 26.89% 22.22% 25.35% 27.88% 25.77% 30.02% 70.14% 30.07% 22.06% 26.57% 21.87% 27.75% 24.95% 32.00% 27.74% 28.99% 28.22% Operacional (%) 4.10% 4.39% 19.53% 9.83% 11.71% 13.17% 7.81% 9.29% ‐4.24% 17.04% 11.74% 14.89% 11.09% 7.73% 12.55% 25.88% 14.01% 16.59% 18.34% Neta (%) 4.17% 5.73% 10.59% 6.74% 12.56% 12.62% 10.99% 2.67% ‐1.96% 10.94% 7.96% 7.13% 7.35% 3.97% 9.46% 17.08% 7.94% 11.06% 11.76% ROA (%) 5.26% 1.98% 13.00% 4.31% 3.26% 4.09% 3.77% (*) -1.92% 5.99% 6.44% 9.11% 6.20% 5.76% 4.62% 18.64% 9.77% (*) 10.33% ROE (%) 9.50% 4.31% 31.80% 5.51% 4.68% 4.55% 9.92% 18.38% -0.89% 8.79% 8.49% 11.66% 8.04% 6.18% 6.92% 39.67% 12.62% (*) 16.89% GIR sobre ventas (%) 7.35% 24.32% 29.09% 18.19% 28.63% 30.20% 16.78% 12.26% 2.81% 29.02% 19.23% 22.89% 19.89% 16.31% 22.36% 31.09% 23.18% 18.87% 26.72% GIR sobre patrimonio (%) 15.72% 11.75% 51.87% 9.02% 8.73% 9.61% 11.49% (*) 1.29% 13.53% 14.69% 19.61% 13.22% 14.09% 10.50% 46.39% 20.80% (*) 24.20% GIR sobre activo Fijo (%) 15.67% 12.76% 21.05% 10.21% 8.73% 9.97% 11.18% (*) 1.59% 11.26% 12.21% 16.72% 14.02% 13.94% 9.09% 25.84% 23.47% (*) 17.30% GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 16.69% 10.69% 14.05% 9.31% 6.85% 9.15% 9.51% 5.86% 1.51% 9.69% 9.58% 13.63% 9.25% 10.94% 9.91% 14.80% 11.64% 15.10% 12.45% De explotacion (%) 61.35% 25.19% 30.07% 25.06% 15.22% 19.01% 24.49% (*) 13.88% 20.79% 24.28% 31.89% 28.59% 37.66% 17.36% 37.60% 43.34% (*) 28.18%F. Gestión del Activo Fijo
Eficiencia 213.22% 52.49% 72.36% 56.12% 30.48% 33.02% 66.62% 590.85% 56.59% 38.81% 63.47% 73.06% 70.50% 85.44% 40.63% 83.11% 101.26% 941.36% 64.74% Depreciación sobre Activo Fijo 6.14% 10.00% 5.50% 3.98% 4.17% 4.81% 5.03% 14.62% 3.59% 3.87% 3.48% 4.01% 5.50% 6.62% 3.68% 3.16% 7.76% 7.86% 4.36% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 28.12% 84.85% 62.35% 23.91% 70.00% 68.12% 65.67% 93.49% 52.39% 85.67% 56.45% 73.68% 97.15% 96.64% 63.18% 50.45% 148.34% 29.06% 62.99% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 0.00% 2.68% 2.75% 4.30% 2.98% 3.49% 4.83% 64.30% 4.74% 2.79% 2.99% 4.34% 6.33% 9.23% 2.10% 4.84% 5.96% 47.80% 3.60%G. Valor de Mercado
Precio / utilidad
Valor en libros 1.53 1.24 1.34 1.81 2.25 1.45 1.11 8.79 0.96 0.80 0.68 0.84 1.08 5.55 1.29 3.21 1.23 3.05 1.32 Valor de mercado sobre valor en libros
(*) No aplicable por ser atípico
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RATIOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Al 31 de Diciembre de 2009
186
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9
GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTALSISTEMA ELECTRICO
INTERCONECTADO NACIONALSISTEMAS AISLADOS
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 984 077 129 881 1 113 958 996 466 117 492 606. SUMINISTROS DIVERSOS 46 619 4 323 144 440 195 382 182 091 13 291 607. COMPRA DE ENERGIA 1 150 052 215 2 931 011 4 081 278 4 047 861 33 417 607.01. Compra COES 521 442 215 2 702 955 3 224 613 3 205 854 18 758 607.02. Compra Otros 177 210 213 605 390 815 386 016 4 799 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 451 400 14 451 465 851 455 991 9 860 62. CARGAS DE PERSONAL 230 709 39 191 290 749 560 649 542 291 18 358 621. Sueldos 111 650 31 676 156 453 299 779 291 152 8 626 622. Salarios 3 453 3 564 7 016 7 016 623. Comisiones 3 154 3 154 3 154 624. Remuneraciones en Especie 324 521 845 845 625. Otras Remuneraciones 56 584 71 944 128 529 122 746 5 783 626. Vacaciones 8 817 40 15 257 24 114 23 108 1 005 627. Seguridad y Provisión Social 23 926 4 458 25 691 54 076 51 873 2 203 628. Remuneraciones del Directorio 702 247 781 1 729 1 595 134 629. Otras Cargas del Personal 25 253 2 771 13 384 41 407 40 801 606 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 298 871 47 534 461 113 807 519 765 410 42 108 631. Correos y Telecomunicaciones 10 265 2 188 9 642 22 095 21 315 780 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 40 065 8 839 37 448 86 352 84 140 2 212 633. Servicios Encargados a Terceros 19 049 3 749 94 151 116 949 102 654 14 295 634. Mant. y Reparación de Activos 78 866 19 036 104 309 202 211 194 388 7 823 635. Alquileres 8 969 1 458 15 855 26 283 20 378 5 905 636. Electricidad y Agua 2 161 948 3 409 6 519 6 411 107 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 2 448 553 13 622 16 622 15 997 626 638. Servicios de Personal 17 484 268 110 045 127 797 127 043 754 639. Otros Servicios 119 564 10 495 72 632 202 691 193 086 9 605 64. TRIBUTOS 117 186 6 694 78 109 201 989 195 045 6 944 641. Impuesto a las Ventas 8 806 260 1 234 10 300 10 202 98 643. Canones 16 047 132 776 16 954 16 290 665 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 2 2 064 2 066 2 064 2 646. Tributos a Gobiernos Locales 11 508 801 5 038 17 347 16 740 607 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 5 950 3 345 6 242 15 537 15 462 75 648. Aportes D. Ley 25844 46 526 1 033 55 328 102 887 100 358 2 529 648.01. Cuota Gastos CTE 18 463 445 12 223 31 130 29 602 1 528 648.02. Cuota Gastos DGE 19 474 239 28 846 48 560 47 711 848 648.03. Cuota Gastos COES 8 589 349 14 259 23 198 23 045 152 649. Otros 28 347 1 123 7 427 36 898 33 929 2 969 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 79 487 18 074 62 002 159 563 152 199 7 363 651. Seguros 54 184 6 707 26 148 87 040 84 033 3 007 652. Regalías 2 558 2 558 2 558 653. Cotizaciones 3 800 574 1 117 5 491 5 453 38 654. Donaciones 4 596 200 2 269 7 065 6 769 296 655. Gastos Sindicales 1 147 148 70 78 656. Viáticos y Gastos de Viaje 2 593 1 924 5 376 9 893 8 859 1 034 659. Otros 14 314 6 110 26 944 47 368 44 459 2 909 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 646 322 139 925 376 161 1 162 407 1 133 306 29 102 681. Depreciación 610 500 29 108 351 933 991 541 965 119 26 423 684. Cobranza Dudosa 2 678 420 11 299 14 397 14 127 270 686. Compensación Tiempo de Servicios 13 919 1 920 18 112 33 951 32 797 1 154 689. Otras Provisiones 19 224 108 477 ( 5 183 ) 122 518 121 263 1 255 TOTAL COSTO DEL SERVICIO 3 553 323 255 957 4 473 465 8 282 744 8 014 669 268 076 670. CARGAS FINANCIERAS 359 035 69 929 128 414 557 378 537 625 19 753 671. Intereses y Gastos de Préstamo 86 727 13 156 12 220 112 103 107 762 4 342 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 21 689 709 703 7 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 62 827 31 512 96 059 190 398 179 853 10 544 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 4 4 4 0 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 141 451 21 991 7 016 170 458 166 463 3 995 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 68 009 3 270 12 426 83 705 82 840 866 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 3 912 358 325 886 4 601 879 8 840 122 8 552 294 287 829
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL POR TIPO DE EMPRESA Y SISTEMASAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
187
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9Página 2
DescripciónCahua Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur
Electro Andes
Electroperú Enersur Kallpa San Gabán ShougesaSindicato de
EnergíaTermoselva Total
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 36 218 051 60 326 21 190 42 34 206 1 622 40 625 470 629 99 634 1 086 37 629 984 077 606. SUMINISTROS DIVERSOS 847 1 411 164 14 646 1 497 2 610 1 494 5 652 38 308 4 788 10 613 757 862 929 1 46 619 607. COMPRA DE ENERGIA 7 318 54 29 456 116 473 39 956 25 527 25 677 79 360 270 8 604 16 415 443 714 82 333 121 290 31 903 22 000 99 701 1 150 052 607.01. Compra COES 2 049 54 18 758 39 430 28 700 15 929 10 175 79 360 5 871 3 576 111 332 80 467 14 602 11 437 99 701 521 442 607.02. Compra Otros 837 11 432 270 1 636 159 432 3 602 177 210 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 5 269 9 860 65 611 11 256 9 599 15 502 2 733 11 203 172 950 78 730 40 823 17 301 10 563 451 400 62. CARGAS DE PERSONAL 9 603 746 32 243 8 153 8 822 7 641 34 164 175 4 514 18 789 33 988 45 785 12 001 7 095 2 858 4 100 34 230 709 621. Sueldos 3 816 469 17 374 4 855 3 382 3 278 20 482 109 2 548 6 630 13 122 22 701 4 251 3 998 1 459 3 175 111 650 622. Salarios 1 374 1 478 600 3 453 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 242 82 324 625. Otras Remuneraciones 3 942 130 8 564 1 698 1 679 3 119 7 285 18 856 5 687 5 120 11 760 5 334 1 019 322 51 56 584 626. Vacaciones 310 43 1 099 400 480 413 2 131 6 160 739 1 188 294 834 380 233 106 8 817 627. Seguridad y Provisión Social 724 82 3 114 769 1 310 551 3 228 16 385 1 543 4 598 5 313 959 856 216 263 23 926 628. Remuneraciones del Directorio 8 91 111 20 94 8 147 116 76 32 702 629. Otras Cargas del Personal 561 22 2 092 431 505 169 1 038 6 469 2 704 9 813 5 600 623 684 28 473 34 25 253 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 13 435 3 533 7 804 48 697 11 613 6 850 4 239 18 433 169 2 406 13 467 79 637 49 679 10 022 4 736 2 727 981 20 443 298 871 631. Correos y Telecomunicaciones 1 016 4 94 1 403 411 225 252 1 149 9 185 614 892 2 491 826 377 127 162 29 10 265 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 7 060 9 552 3 259 1 084 1 019 792 4 111 89 698 6 446 3 507 4 449 2 963 1 569 237 146 2 072 40 065 633. Servicios Encargados a Terceros 75 316 2 583 716 3 352 217 58 325 11 406 19 049 634. Mant. y Reparación de Activos 2 395 2 225 3 428 31 577 7 119 2 504 1 267 4 138 34 362 1 850 4 301 11 150 4 440 1 808 51 45 172 78 866 635. Alquileres 407 87 0 1 847 472 50 7 1 402 5 23 364 237 3 074 750 68 163 11 8 969 636. Electricidad y Agua 42 1 812 38 28 243 61 89 168 395 65 54 152 7 7 2 161 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publicas 55 4 12 323 162 80 115 172 5 28 95 140 683 350 112 107 4 2 448 638. Servicios de Personal 1 170 742 538 6 162 2 248 310 135 2 128 152 2 211 112 177 343 39 1 018 17 484 639. Otros Servicios 1 217 462 3 180 2 998 117 41 926 1 737 26 679 1 797 70 280 27 261 285 690 1 997 149 5 723 119 564 64. TRIBUTOS 2 263 99 3 091 32 979 2 541 3 694 2 265 10 002 21 789 4 887 23 514 13 939 4 589 2 639 6 802 536 2 536 117 186 641. Impuesto a las Ventas 7 965 6 6 36 775 20 8 806 643. Canones 545 451 3 825 660 705 1 973 117 174 6 527 1 070 16 047 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 2 2 646. Tributos a Gobiernos Locales 357 3 842 119 715 81 1 654 100 778 1 345 1 799 50 588 51 31 11 508 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 27 1 811 157 79 1 226 26 1 770 55 11 661 128 5 950 648. Aportes D. Ley 25844 1 168 129 15 353 1 826 2 042 1 120 18 452 13 872 8 131 1 370 754 292 46 526 648.01. Cuota Gastos CTE 627 7 142 1 059 546 8 259 7 301 737 490 292 18 463 648.02. Cuota Gastos DGE 338 3 846 1 558 570 294 4 140 3 932 8 131 397 264 19 474 648.03. Cuota Gastos COES 203 129 4 364 268 413 280 6 53 2 639 236 8 589 649. Otros 193 99 2 485 184 439 197 353 5 149 2 115 3 909 2 848 3 753 6 049 194 2 378 28 347 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 2 603 36 1 096 14 327 7 855 5 475 2 252 6 066 40 2 056 3 184 9 986 13 123 3 675 2 370 914 1 698 2 733 79 487 651. Seguros 1 471 11 629 11 020 7 084 4 226 1 493 2 716 1 593 2 120 6 811 8 169 2 312 1 839 574 793 1 324 54 184 652. Regalías 653. Cotizaciones 79 203 22 49 9 280 10 159 302 2 444 117 38 41 43 3 3 800 654. Donaciones 0 291 451 19 870 60 1 000 874 804 12 214 4 596 655. Gastos Sindicales 656. Viáticos y Gastos de Viaje 230 189 104 1 115 7 210 219 356 62 102 2 593 659. Otros 1 053 25 176 2 653 500 1 012 646 1 084 33 242 845 1 655 1 635 442 124 299 585 1 305 14 314 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 8 457 2 068 9 367 205 090 16 032 33 138 14 117 45 099 432 6 366 25 450 125 980 81 151 28 609 15 195 5 859 6 941 16 973 646 322 681. Depreciación 7 381 1 912 9 367 201 593 15 478 32 442 13 598 40 761 421 5 921 24 631 116 300 72 891 26 409 12 290 5 623 6 554 16 928 610 500 684. Cobranza Dudosa 347 106 13 260 40 1 449 464 2 678 686. Compensación Tiempo de Servicios 572 47 1 758 541 526 511 2 172 11 282 780 1 515 2 005 2 199 416 198 387 13 919 689. Otras Provisiones 157 4 1 738 170 8 1 906 163 6 716 6 256 2 024 38 45 19 224 TOTAL COSTO DEL SERVICIO 44 526 7 983 50 978 682 505 147 973 107 307 57 728 232 981 1 145 25 043 82 815 762 233 767 252 280 576 65 885 79 717 14 256 142 420 3 553 323 670. CARGAS FINANCIERAS 18 555 122 890 6 316 7 384 19 143 41 1 573 31 478 108 490 39 320 261 3 583 359 035 671. Intereses y Gastos de Préstamo 3 454 34 256 4 386 271 3 4 17 472 17 626 5 987 3 269 86 727 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 7 9 5 21 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 10 502 32 910 0 14 19 400 62 827 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontado 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 3 803 1 930 7 236 18 802 37 1 513 ( 14 164 ) 89 357 32 937 141 451 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 789 55 715 147 70 1 42 8 765 1 507 397 261 314 68 009 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 44 526 7 983 69 533 805 395 154 289 114 691 76 871 232 981 1 186 26 616 82 815 762 233 798 730 389 066 105 205 79 978 17 839 142 420 3 912 358
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS GENERADORAS
Al 31 de Diciembre de 2009(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
188
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9Página 3
DescripciónEteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 606. SUMINISTROS DIVERSOS 71 94 4 136 23 4 323 607. COMPRA DE ENERGIA 215 215 607.01. Compra COES 215 215 607.02. Compra Otros 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 62. CARGAS DE PERSONAL 530 1 928 36 529 204 39 191 621. Sueldos 403 1 686 29 494 92 31 676 622. Salarios 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 625. Otras Remuneraciones 626. Vacaciones 34 7 40 627. Seguridad y Provisión Social 50 242 4 159 7 4 458 628. Remuneraciones del Directorio 21 128 98 247 629. Otras Cargas del Personal 23 2 748 2 771 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 6 206 3 752 5 324 23 580 8 672 47 534 631. Correos y Telecomunicaciones 3 16 385 1 782 2 2 188 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 226 3 097 667 3 093 1 756 8 839 633. Servicios Encargados a Terceros 3 469 280 3 749 634. Mant. y Reparación de Activos 123 0 2 791 9 487 6 635 19 036 635. Alquileres 1 94 1 360 4 1 458 636. Electricidad y Agua 3 61 884 948 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publicas 2 2 228 268 53 553 638. Servicios de Personal 4 264 268 639. Otros Servicios 2 378 634 554 6 706 222 10 495 64. TRIBUTOS 243 407 594 4 198 1 252 6 694 641. Impuesto a las Ventas 248 12 260 643. Canones 85 47 132 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 646. Tributos a Gobiernos Locales 7 771 24 801 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 2 422 923 3 345 648. Aportes D. Ley 25844 346 441 246 1 033 648.01. Cuota Gastos CTE 194 251 445 648.02. Cuota Gastos DGE 104 135 239 648.03. Cuota Gastos COES 48 55 246 349 649. Otros 236 61 153 673 1 123 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION ( 289 ) 497 3 063 13 163 1 641 18 074 651. Seguros 288 383 802 3 882 1 352 6 707 652. Regalías 2 558 2 558 653. Cotizaciones 438 136 574 654. Donaciones 55 143 2 200 655. Gastos Sindicales 1 1 656. Viáticos y Gastos de Viaje ( 578 ) 13 2 488 1 1 924 659. Otros 46 2 260 3 654 150 6 110 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 10 205 6 114 9 225 94 639 19 741 139 925 681. Depreciación 10 205 5 581 9 208 3 973 141 29 108 684. Cobranza Dudosa 420 420 686. Compensación Tiempo de Servicios 37 1 875 7 1 920 689. Otras Provisiones 497 17 88 371 19 593 108 477 TOTAL COSTO DEL SERVICIO 16 652 11 300 20 227 176 245 31 533 255 957 670. CARGAS FINANCIERAS 2 435 5 804 44 025 17 664 69 929 671. Intereses y Gastos de Préstamo 3 043 4 879 3 724 1 510 13 156 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 20 849 10 663 31 512 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontado 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 388 17 372 4 231 21 991 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras ( 608 ) 538 2 080 1 260 3 270 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 16 652 13 735 26 031 220 270 49 198 325 886
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINOEMPRESAS TRANSMISORAS
Al 31 de Diciembre de 2009(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
189
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9Página 4
DescripciónCoelvisac Edecañete Edelnor
Electro Oriente
Electro Puno
Electro Sur Este
Electro Sur Medio
Electro Ucayali
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 117 450 87 4 469 135 4 122 580 146 612 41 807 1 404 1 129 881 606. SUMINISTROS DIVERSOS 759 52 951 12 459 3 872 6 581 6 965 4 547 9 976 7 740 6 522 2 998 419 10 988 9 205 7 351 211 144 440 607. COMPRA DE ENERGIA 34 209 12 766 943 878 43 665 70 255 104 463 39 673 111 398 144 976 104 090 52 611 2 063 219 462 913 086 128 532 1 628 2 931 011 607.01. Compra COES 12 766 943 582 43 665 23 687 92 956 39 673 104 625 108 137 77 924 211 566 912 894 128 206 2 702 955 607.02. Compra Otros 34 209 46 245 11 507 4 721 29 979 23 655 52 611 2 063 6 986 1 628 213 605 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 296 323 2 052 6 859 2 511 910 192 326 14 451 62. CARGAS DE PERSONAL 723 1 135 57 998 17 559 6 443 15 453 11 844 5 062 17 013 10 959 10 759 7 977 488 20 871 92 262 13 226 137 290 749 621. Sueldos 448 598 35 195 8 076 3 203 7 441 6 046 2 972 10 731 6 893 6 506 4 284 338 12 923 44 923 5 264 102 156 453 622. Salarios 1 930 10 7 1 617 3 564 623. Comisiones 3 154 0 3 154 624. Remuneraciones en Especie 370 81 69 521 625. Otras Remuneraciones 117 236 15 687 5 658 2 098 1 185 4 019 1 177 3 584 2 366 2 307 1 580 89 4 041 25 082 2 604 18 71 944 626. Vacaciones 32 66 995 369 237 556 270 893 528 629 362 1 194 8 286 790 4 15 257 627. Seguridad y Provisión Social 50 86 5 291 2 141 495 1 037 842 380 1 519 851 1 083 638 36 1 992 7 398 1 785 10 25 691 628. Remuneraciones del Directorio 0 96 101 98 ( 0 ) 93 117 18 148 0 74 781 629. Otras Cargas del Personal 76 149 1 825 593 177 300 170 276 314 233 925 7 574 6 573 1 092 1 13 384 63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 6 906 3 491 116 911 33 271 5 381 18 256 15 203 5 843 33 032 27 862 22 149 7 064 595 50 392 94 020 20 028 270 461 113 631. Correos y Telecomunicaciones 140 47 1 052 624 164 867 718 296 947 628 362 440 44 1 607 1 446 148 8 9 642 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 1 508 399 11 901 1 427 987 2 753 855 320 1 475 821 923 372 93 3 194 7 149 2 997 51 37 448 633. Servicios Encargados a Terceros 325 669 1 320 14 295 2 512 5 338 6 804 1 605 9 503 8 498 7 850 1 771 13 909 11 465 8 288 94 151 634. Mant. y Reparación de Activos 4 209 593 26 080 4 182 269 4 601 3 642 887 5 454 9 315 3 594 2 941 126 8 341 24 286 5 707 53 104 309 635. Alquileres 113 1 161 5 864 24 420 436 54 1 135 1 419 2 060 41 29 2 540 447 100 7 15 855 636. Electricidad y Agua 21 67 256 103 10 60 42 181 97 57 60 30 1 186 2 127 97 3 3 409 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publicas 73 80 6 729 466 217 650 277 317 715 576 342 119 130 1 277 1 157 457 13 13 622 638. Servicios de Personal 16 1 606 31 745 263 1 624 1 925 10 030 3 947 2 834 120 9 040 45 942 836 97 110 045 639. Otros Servicios 502 30 36 667 6 310 936 1 943 504 2 184 3 676 2 601 4 124 1 350 52 10 297 1 397 37 72 632 64. TRIBUTOS 929 275 20 161 3 748 1 069 2 260 2 488 959 4 069 3 852 3 036 1 420 53 6 519 23 527 3 552 30 78 109 641. Impuesto a las Ventas 98 172 7 1 235 322 236 161 0 3 1 234 643. Canones 214 12 34 12 111 104 74 157 57 776 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 538 453 342 731 2 064 646. Tributos a Gobiernos Locales 12 11 1 166 605 37 202 115 174 272 171 190 52 2 349 1 311 368 5 038 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 3 267 43 837 1 912 18 7 21 19 19 6 54 6 6 242 648. Aportes D. Ley 25844 159 229 15 716 2 339 46 2 010 686 2 502 2 762 1 926 925 16 4 662 18 559 2 709 28 55 328 648.01. Cuota Gastos CTE 1 520 46 1 148 494 1 573 1 253 601 4 013 1 545 12 223 648.02. Cuota Gastos DGE 159 229 5 500 819 618 192 2 502 847 673 324 16 16 099 832 10 28 846 648.03. Cuota Gastos COES 10 215 244 342 648 2 460 332 18 14 259 649. Otros 759 35 13 450 10 66 325 98 404 21 249 264 30 567 3 657 408 2 7 427 65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 1 794 365 10 173 6 090 1 152 3 901 3 094 1 255 2 673 1 512 1 616 1 894 117 4 432 14 456 7 299 20 62 002 651. Seguros 139 191 1 654 2 370 858 1 491 2 024 770 1 774 869 702 543 8 1 841 9 864 1 049 26 148 652. Regalías 653. Cotizaciones 9 3 246 35 1 34 55 20 27 24 4 9 3 178 411 57 1 1 117 654. Donaciones 476 185 5 1 1 413 141 2 269 655. Gastos Sindicales 78 57 1 11 147 656. Viáticos y Gastos de Viaje 131 22 992 199 715 159 95 612 401 289 127 35 1 045 508 45 5 376 659. Otros 1 515 148 7 797 2 615 94 1 604 670 369 250 218 621 1 216 66 1 367 2 259 6 006 19 26 944 68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 1 342 4 346 110 070 18 872 9 438 22 427 13 997 4 375 26 439 16 288 13 085 7 511 387 39 610 68 313 19 388 43 376 161 681. Depreciación 1 294 4 239 115 942 16 263 9 024 21 258 12 315 3 828 23 579 12 732 9 937 6 936 349 36 509 60 323 17 225 22 351 933 684. Cobranza Dudosa 27 4 429 264 97 438 165 424 753 543 87 2 962 1 754 1 332 4 11 299 686. Compensación Tiempo de Servicios 48 72 3 730 1 097 414 1 014 702 377 1 179 789 677 36 1 408 5 699 805 10 18 112 689. Otras Provisiones 8 ( 14 031 ) 1 249 59 541 4 1 257 2 015 1 927 487 731 537 26 6 ( 5 183 ) TOTAL COSTO DEL SERVICIO 45 903 23 136 1 312 142 209 449 71 107 143 603 158 189 65 835 205 182 213 335 161 869 81 475 4 164 353 080 1 214 869 200 780 2 339 4 473 465 670. CARGAS FINANCIERAS 489 191 78 244 1 127 349 85 1 262 31 43 035 3 250 128 414 671. Intereses y Gastos de Préstamo 91 146 6 112 885 85 4 901 12 220 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 2 687 689 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 64 55 443 42 5 1 132 36 287 3 086 96 059 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontado 0 4 0 4 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 267 45 4 438 155 88 23 44 1 844 110 7 016 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 65 11 563 45 262 58 1 31 54 12 426 COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 46 392 23 327 1 390 387 210 576 71 107 143 952 158 189 65 921 205 182 213 335 161 869 82 737 4 194 353 080 1 257 905 204 030 2 339 4 601 879
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Al 31 de Diciembre de 2009
190
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 10
GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SEIN SA TOTAL
VARIACION - ACT. DE OPERACION 1 680 131 115 879 1 062 579 2 858 589 2 843 933 14 656 2 858 589 Utilidad Neta 1 111 507 104 477 644 221 1 860 205 1 845 928 14 276 1 860 205 Ajustes al Resultado Neto 676 589 129 370 321 024 1 126 984 1 121 392 5 592 1 126 984 Depreciación del periodo 599 213 15 774 340 340 955 327 937 130 18 197 955 327 Beneficios Sociales 5 857 1 6 850 12 707 11 553 1 154 12 707 Otras Provisiones 15 322 104 246 ( 4 813 ) 114 754 128 513 ( 13 758 ) 114 754 Impuestos Diferidos 55 687 9 339 ( 21 308 ) 43 718 43 718 43 718 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 510 10 ( 44 ) 477 477 477 Más (Menos) ( 107 965 ) ( 117 969 ) 97 334 ( 128 599 ) ( 123 386 ) ( 5 213 ) ( 128 599 ) Cuentas por Cobrar Comerciales 190 202 ( 44 868 ) 133 192 278 526 270 145 8 381 278 526 Cuentas por Cobrar Diversas ( 5 748 ) ( 68 956 ) 14 348 ( 60 356 ) ( 56 789 ) ( 3 566 ) ( 60 356 ) Gastos Pagados por Anticipado 5 420 ( 7 711 ) ( 26 883 ) ( 29 175 ) ( 27 846 ) ( 1 329 ) ( 29 175 ) Existencias 3 774 ( 2 130 ) 3 637 5 281 10 630 ( 5 349 ) 5 281 Tributos ( 13 428 ) 12 702 ( 36 283 ) ( 37 009 ) ( 26 930 ) ( 10 079 ) ( 37 009 ) Cuentas por Pagar ( 157 545 ) 570 15 947 ( 141 028 ) ( 141 453 ) 425 ( 141 028 ) Cuentas por Pagar Diversas 75 449 ( 7 647 ) 31 907 99 709 93 231 6 479 99 709 Reservas Beneficios Sociales ( 2 651 ) 0 ( 8 469 ) ( 11 120 ) ( 10 924 ) ( 196 ) ( 11 120 ) Cargas Diferidas ( 54 332 ) ( 797 ) ( 55 129 ) ( 55 081 ) ( 47 ) ( 55 129 ) Otros ( 149 106 ) 70 ( 29 264 ) ( 178 299 ) ( 178 369 ) 69 ( 178 299 ) VARIACION - ACT. DE INVERSION ( 693 923 ) ( 137 664 ) ( 975 982 ) (1 807 570 ) (1 779 917 ) ( 27 652 ) (1 807 570 ) Activo Fijo ( 672 910 ) 141 078 ( 802 201 ) (1 334 034 ) (1 307 562 ) ( 26 472 ) (1 334 034 ) Valores 163 357 159 1 376 164 892 164 892 164 892 Inversiones Intangibles ( 6 868 ) ( 287 574 ) ( 7 941 ) ( 302 383 ) ( 301 209 ) ( 1 174 ) ( 302 383 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable ( 213 ) ( 213 ) ( 213 ) ( 213 ) Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos ( 95 317 ) ( 142 127 ) ( 237 444 ) ( 237 444 ) ( 237 444 ) Préstamos a Terceros ( 77 860 ) 8 673 ( 69 187 ) ( 69 180 ) ( 7 ) ( 69 187 ) Otros ( 4 326 ) ( 24 876 ) ( 29 202 ) ( 29 202 ) ( 29 202 ) VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO (1 014 797 ) 66 432 25 404 ( 922 961 ) ( 967 409 ) 44 448 ( 922 961 ) Emisión de Acciones 156 627 65 079 221 705 221 705 221 705 Emisión de Valores 12 315 92 512 59 422 164 249 164 249 164 249 Préstamos Bancarios ( 265 515 ) 36 675 155 270 ( 73 570 ) ( 79 592 ) 6 022 ( 73 570 ) Préstamos de Accionistas ( 269 ) ( 53 ) ( 321 ) ( 53 ) ( 269 ) ( 321 ) Dividendos ( 847 580 ) ( 10 834 ) ( 384 193 ) (1 242 607 ) (1 242 367 ) ( 240 ) (1 242 607 ) Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades ( 3 877 ) ( 4 694 ) ( 8 571 ) ( 8 571 ) ( 8 571 ) Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables 12 901 12 901 12 901 12 901 Transferencia Filiales 2 823 ( 1 686 ) 1 137 1 137 1 137 Otros ( 69 320 ) ( 47 227 ) 118 663 2 116 ( 36 819 ) 38 935 2 116
VARIACION DEL EFECTIVO ( 28 589 ) 44 646 112 001 128 058 96 608 31 451 128 058 SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 1 115 729 99 998 210 645 1 426 372 1 416 695 9 677 1 426 372 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 1 087 140 144 644 322 647 1 554 431 1 513 303 41 128 1 554 431
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR TIPO DE EMPRESAAl 31 de Diciembre de 2009
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191
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 10Página 1
CONCEPTO Cahua Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
VARIACION - ACT. DE OPERACION 32 692 ( 723 ) 32 026 431 447 28 493 87 684 ( 7 239 ) 182 751 605 13 697 125 152 391 349 181 180 61 544 46 818 16 596 8 528 47 532 1 680 131 Utilidad Neta 22 015 ( 1 934 ) 14 590 233 329 34 015 19 331 23 788 94 086 68 9 678 63 025 271 515 189 712 51 972 31 103 8 880 15 317 31 017 1 111 507 Ajustes al Resultado Neto 5 919 2 068 9 747 152 799 32 581 30 907 14 169 120 254 6 366 19 084 130 763 97 918 37 890 5 674 5 593 6 554 ( 1 697 ) 676 589 Depreciación del periodo 7 381 1 912 9 367 201 593 15 478 32 607 13 598 40 760 5 921 24 631 116 300 78 882 26 409 13 924 5 593 6 554 ( 1 697 ) 599 213
Beneficios Sociales 47 1 758 587 511 282 1 515 1 157 5 857 Otras Provisiones 110 ( 41 304 ) ( 619 ) ( 2 288 ) 68 289 163 ( 13 369 ) 5 077 11 416 ( 12 151 ) 15 322 Impuestos Diferidos ( 1 801 ) 380 ( 9 248 ) 17 722 11 271 7 650 7 871 7 620 10 321 3 901 55 687 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 340 60 ( 66 ) 173 3 510 Más (Menos) 4 758 ( 857 ) 7 689 45 319 ( 38 103 ) 37 446 ( 45 196 ) ( 31 588 ) 537 ( 2 347 ) 43 043 ( 10 929 ) ( 106 450 ) ( 28 319 ) 10 042 2 122 ( 13 343 ) 18 213 ( 107 965 ) Cuentas por Cobrar Comerciales 29 114 ( 810 ) ( 11 049 ) 129 188 ( 22 587 ) 2 539 ( 1 438 ) 44 273 1 051 ( 172 ) 15 263 5 108 ( 24 814 ) ( 454 ) 19 066 ( 138 ) ( 1 228 ) 7 292 190 202 Cuentas por Cobrar Diversas 1 661 626 6 948 2 704 222 ( 733 ) 23 2 207 3 445 ( 200 ) ( 21 710 ) 6 100 ( 835 ) ( 6 943 ) 738 ( 5 748 ) Gastos Pagados por Anticipado ( 9 706 ) ( 2 107 ) 4 707 1 788 ( 2 293 ) 8 734 ( 3 005 ) ( 544 ) ( 1 275 ) ( 709 ) 1 315 ( 162 ) ( 242 ) 8 918 5 420 Existencias 32 ( 9 993 ) 1 764 1 942 ( 353 ) 430 1 190 297 ( 7 548 ) 17 901 ( 2 041 ) 186 ( 34 ) 3 774 Tributos 5 707 ( 3 190 ) 447 ( 860 ) ( 30 620 ) 1 557 ( 50 ) ( 173 ) 11 125 2 629 ( 13 428 ) Cuentas por Pagar ( 6 580 ) 4 782 ( 108 123 ) ( 6 857 ) 17 339 ( 2 781 ) ( 1 980 ) ( 360 ) ( 2 271 ) 230 ( 21 566 ) ( 6 994 ) ( 14 732 ) 734 597 ( 4 832 ) ( 4 151 ) ( 157 545 ) Cuentas por Pagar Diversas ( 9 763 ) 13 774 32 104 944 11 993 ( 1 308 ) ( 224 ) 48 ( 123 ) 24 353 15 851 ( 755 ) 1 166 ( 16 130 ) 66 ( 98 ) 3 551 75 449 Reservas Beneficios Sociales ( 47 ) ( 141 ) ( 1 500 ) ( 964 ) ( 2 651 ) Cargas Diferidas ( 47 ) ( 54 285 ) ( 54 332 ) Otros ( 3 418 ) ( 18 762 ) ( 6 626 ) ( 83 645 ) 14 ( 37 303 ) ( 1 229 ) 1 864 ( 149 106 ) VARIACION - ACT. DE INVERSION ( 8 184 ) ( 1 090 ) ( 8 974 ) ( 103 331 ) ( 8 913 ) ( 102 093 ) ( 35 765 ) 3 411 ( 286 ) ( 14 280 ) ( 11 332 ) ( 10 990 ) ( 103 361 ) ( 280 690 ) ( 1 170 ) ( 180 ) ( 4 538 ) ( 2 155 ) ( 693 923 ) Activo Fijo ( 8 051 ) ( 1 062 ) ( 8 974 ) ( 72 477 ) ( 8 893 ) ( 3 988 ) ( 155 332 ) ( 12 086 ) ( 117 ) ( 14 137 ) ( 11 332 ) ( 7 726 ) ( 85 800 ) ( 279 684 ) ( 915 ) ( 180 ) ( 2 155 ) ( 672 910 ) Valores 41 563 119 568 16 000 ( 13 774 ) 163 357 Inversiones Intangibles ( 133 ) ( 29 ) ( 20 ) ( 1 797 ) ( 794 ) ( 162 ) ( 2 367 ) ( 306 ) ( 1 006 ) ( 255 ) ( 6 868 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos ( 95 173 ) ( 143 ) ( 95 317 ) Préstamos a Terceros ( 72 417 ) ( 7 ) ( 898 ) ( 4 538 ) ( 77 860 ) Otros ( 1 134 ) 291 ( 3 482 ) ( 4 326 ) VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO ( 33 851 ) ( 14 117 ) ( 271 436 ) ( 65 130 ) ( 27 452 ) 25 392 ( 170 449 ) ( 290 ) ( 1 155 ) ( 164 087 ) ( 310 453 ) ( 128 978 ) 225 409 ( 44 037 ) ( 0 ) ( 3 877 ) ( 30 285 ) (1 014 797 ) Emisión de Acciones 61 750 94 877 156 627 Emisión de Valores ( 35 746 ) ( 125 680 ) 119 043 54 698 12 315 Préstamos Bancarios ( 13 397 ) 35 135 ( 76 283 ) 16 159 ( 16 965 ) ( 1 155 ) ( 61 570 ) ( 138 501 ) ( 43 432 ) 75 835 ( 39 065 ) ( 2 276 ) ( 265 515 ) Préstamos de Accionistas ( 269 ) ( 269 ) Dividendos ( 20 454 ) ( 195 152 ) ( 81 289 ) ( 27 452 ) ( 36 358 ) ( 21 ) ( 105 340 ) ( 171 952 ) ( 204 589 ) ( 4 972 ) ( 0 ) ( 847 580 ) Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades ( 3 877 ) ( 3 877 ) Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables Transferencia Filiales 2 823 2 823 Otros ( 13 506 ) ( 27 804 ) ( 28 010 ) ( 69 320 ) VARIACION DEL EFECTIVO ( 9 344 ) ( 1 813 ) 8 935 56 680 ( 45 550 ) ( 41 862 ) ( 17 611 ) 15 713 28 ( 1 739 ) ( 50 268 ) 69 905 ( 51 160 ) 6 262 1 612 16 416 114 15 092 ( 28 589 ) SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 11 549 2 945 1 54 686 82 989 110 465 43 503 72 725 9 6 652 65 422 365 141 119 263 79 175 49 303 12 832 8 353 30 718 1 115 729 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 2 205 1 132 8 936 111 365 37 439 68 604 25 892 88 438 37 4 914 15 155 435 046 68 103 85 437 50 914 29 247 8 466 45 811 1 087 140
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
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Cuadro Nº 10Página 2
CONCEPTOEteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro Total
VARIACION - ACT. DE OPERACION 1 651 17 440 34 923 55 980 5 884 115 879 Utilidad Neta 3 600 12 933 10 797 41 745 35 402 104 477 Ajustes al Resultado Neto ( 2 589 ) 6 279 9 218 86 034 30 428 129 370 Depreciación del periodo ( 2 589 ) 5 041 9 208 3 973 141 15 774
Beneficios Sociales 1 1 Otras Provisiones 1 223 83 560 19 463 104 246 Impuestos Diferidos 14 ( 1 499 ) 10 824 9 339 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 10 10 Más (Menos) 639 ( 1 771 ) 14 908 ( 71 799 ) ( 59 946 ) ( 117 969 ) Cuentas por Cobrar Comerciales ( 9 ) ( 569 ) 9 261 ( 7 081 ) ( 46 469 ) ( 44 868 ) Cuentas por Cobrar Diversas 1 546 ( 16 ) 984 ( 57 087 ) ( 14 383 ) ( 68 956 ) Gastos Pagados por Anticipado 108 ( 1 424 ) ( 423 ) ( 3 384 ) ( 2 589 ) ( 7 711 ) Existencias 77 ( 1 ) ( 2 207 ) 1 ( 2 130 ) Tributos 5 336 7 366 12 702 Cuentas por Pagar ( 1 068 ) ( 364 ) 409 3 454 ( 1 860 ) 570 Cuentas por Pagar Diversas ( 14 ) 85 ( 211 ) ( 12 861 ) 5 353 ( 7 647 ) Reservas Beneficios Sociales 0 0 Cargas Diferidas Otros 516 ( 446 ) 70 VARIACION - ACT. DE INVERSION 985 ( 58 ) ( 1 361 ) ( 27 576 ) ( 109 654 ) ( 137 664 ) Activo Fijo 985 166 592 ( 1 520 ) ( 24 979 ) 141 078 Valores 159 159 Inversiones Intangibles ( 166 650 ) ( 2 597 ) ( 118 327 ) ( 287 574 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos Préstamos a Terceros 8 673 8 673 Otros VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO 1 122 ( 14 633 ) ( 21 256 ) 764 100 436 66 432 Emisión de Acciones Emisión de Valores 92 512 92 512 Préstamos Bancarios 1 122 ( 6 668 ) ( 13 693 ) ( 44 521 ) 100 436 36 675 Préstamos de Accionistas Dividendos ( 7 965 ) ( 2 870 ) ( 10 834 ) Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades ( 4 694 ) ( 4 694 ) Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables Transferencia Filiales Otros ( 47 227 ) ( 47 227 ) VARIACION DEL EFECTIVO 3 758 2 749 12 306 29 167 ( 3 334 ) 44 646 SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 18 391 11 280 6 033 19 490 44 803 99 998 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 22 150 14 029 18 339 48 658 41 468 144 644
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS TRANSMISORASAl 31 de Diciembre de 2009
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Cuadro Nº 10Página 3
CONCEPTO Coelvisac Edecañete EdelnorElectro Oriente
Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro TocacheElectro Ucayali
Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
VARIACION - ACT. DE OPERACION 176 6 744 287 904 14 184 18 976 48 393 35 318 345 ( 1 330 ) 75 569 27 225 25 041 14 769 221 113 564 355 232 39 879 369 1 062 579 Utilidad Neta 1 996 1 388 172 618 15 653 10 117 20 877 18 865 206 ( 1 236 ) 27 056 19 231 13 553 6 740 179 38 183 279 942 18 543 310 644 221 Ajustes al Resultado Neto ( 1 342 ) 3 706 104 618 3 481 22 272 19 824 229 3 784 24 896 16 060 11 618 7 511 34 570 51 724 18 029 43 321 024 Depreciación del periodo ( 1 294 ) 4 239 115 943 16 263 21 258 12 317 191 3 763 23 579 12 732 9 937 7 314 36 529 60 323 17 225 22 340 340
Beneficios Sociales ( 48 ) 1 097 1 014 702 21 1 179 789 677 1 408 10 6 850 Otras Provisiones 166 12 631 ( 13 879 ) ( 7 833 ) 17 22 138 2 767 1 004 197 ( 3 367 ) 2 507 805 11 ( 4 813 ) Impuestos Diferidos ( 742 ) ( 23 870 ) 14 638 ( 228 ) ( 11 105 ) ( 21 308 ) Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 42 ( 86 ) ( 44 ) Más (Menos) ( 478 ) 1 651 10 669 ( 4 951 ) 8 859 5 244 ( 3 371 ) ( 90 ) ( 3 878 ) 23 617 ( 8 066 ) ( 131 ) 519 42 40 811 23 566 3 307 16 97 334 Cuentas por Cobrar Comerciales 51 099 ( 96 ) ( 6 699 ) 3 328 72 416 ( 929 ) 2 981 143 652 293 1 140 ( 445 ) ( 873 ) 4 813 6 004 ( 3 216 ) 2 581 ( 1 ) 133 192 Cuentas por Cobrar Diversas ( 1 832 ) 1 594 22 896 ( 3 612 ) 8 860 ( 479 ) ( 4 224 ) ( 28 ) ( 456 ) ( 1 063 ) ( 302 ) ( 355 ) 1 181 ( 5 357 ) ( 4 259 ) 1 760 23 14 348 Gastos Pagados por Anticipado ( 37 ) ( 249 ) ( 1 313 ) 318 ( 283 ) ( 28 ) ( 15 407 ) ( 6 434 ) ( 365 ) ( 389 ) ( 2 576 ) ( 104 ) ( 16 ) ( 26 883 ) Existencias ( 1 206 ) ( 328 ) 8 057 ( 5 345 ) 1 598 2 559 50 217 1 797 ( 1 258 ) 115 35 ( 2 363 ) 2 434 ( 2 720 ) ( 5 ) 3 637 Tributos ( 958 ) ( 14 200 ) ( 10 027 ) ( 4 398 ) ( 1 515 ) ( 4 120 ) 865 ( 1 930 ) ( 1 ) ( 36 283 ) Cuentas por Pagar ( 47 567 ) 248 4 615 4 602 ( 49 458 ) 41 460 178 5 ( 5 074 ) 32 148 2 343 1 851 1 511 ( 3 841 ) 24 913 4 403 3 584 25 15 947 Cuentas por Pagar Diversas ( 1 984 ) 270 ( 10 877 ) 7 361 ( 2 288 ) ( 3 065 ) ( 244 ) 340 ( 9 989 ) 6 110 3 150 ( 931 ) 18 004 25 914 136 31 907 Reservas Beneficios Sociales ( 48 ) ( 8 443 ) ( 2 ) 32 ( 9 ) ( 8 469 ) Cargas Diferidas ( 797 ) ( 797 ) Otros 2 815 7 125 56 ( 10 118 ) ( 34 437 ) ( 17 ) 439 5 848 ( 974 ) ( 29 264 ) VARIACION - ACT. DE INVERSION 349 ( 3 367 ) ( 192 603 ) ( 25 905 ) ( 35 266 ) ( 25 178 ) ( 46 535 ) ( 956 ) ( 9 723 ) ( 144 537 ) ( 129 568 ) ( 63 303 ) ( 11 224 ) ( 216 ) ( 130 517 ) ( 135 239 ) ( 22 040 ) ( 155 ) ( 975 982 ) Activo Fijo 349 ( 3 367 ) ( 189 257 ) ( 24 939 ) ( 9 578 ) ( 25 178 ) ( 43 818 ) ( 75 ) ( 9 723 ) ( 1 801 ) ( 128 973 ) ( 63 303 ) ( 11 700 ) ( 216 ) ( 131 005 ) ( 137 440 ) ( 22 040 ) ( 138 ) ( 802 201 ) Valores 332 1 045 1 376 Inversiones Intangibles ( 3 432 ) ( 966 ) ( 2 717 ) ( 395 ) 144 ( 557 ) ( 17 ) ( 7 941 ) Pago de obras de Contrib. Reembolsable ( 213 ) ( 213 ) Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos ( 142 127 ) ( 142 127 ) Préstamos a Terceros Otros 86 ( 25 688 ) ( 881 ) ( 595 ) 2 201 ( 24 876 ) VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO ( 1 573 ) ( 1 686 ) ( 84 453 ) 44 936 33 601 14 564 13 968 703 14 883 70 226 98 507 36 539 8 012 19 888 ( 227 316 ) ( 15 197 ) ( 198 ) 25 404 Emisión de Acciones 7 611 56 575 893 65 079 Emisión de Valores 35 595 23 827 59 422 Préstamos Bancarios ( 1 573 ) 32 722 6 000 ( 153 ) 13 651 82 862 36 539 35 200 ( 50 000 ) 22 155 270 Préstamos de Accionistas 16 153 ( 16 205 ) ( 53 ) Dividendos ( 152 770 ) ( 8 800 ) ( 5 089 ) ( 201 484 ) ( 15 831 ) ( 219 ) ( 384 193 ) Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables 12 901 12 901 Transferencia Filiales ( 1 686 ) ( 1 686 ) Otros 38 936 33 601 23 364 13 968 857 7 273 ( 508 ) 201 340 634 ( 1 ) 118 663 VARIACION DEL EFECTIVO ( 1 048 ) 1 692 10 848 33 214 17 312 37 779 2 751 92 3 830 1 258 ( 3 835 ) ( 1 723 ) 11 557 5 2 935 ( 7 323 ) 2 642 16 112 001 SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 1 867 567 34 321 6 566 26 513 15 755 18 939 151 4 045 1 488 7 231 4 475 6 864 5 8 354 15 574 57 777 152 210 645 SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 819 2 259 45 169 39 780 43 825 53 533 21 690 243 7 876 2 746 3 395 2 752 18 420 10 11 289 8 252 60 420 168 322 647
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
194
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 11
TOTAL
ACTIVO FIJOCentrales Térmicas
Centrales Hidraúlicas
Comercialización Administración Total SubestacionesLineas Muy alta
Tensión
Lineas Alta
tensiónAdministración Total
Redes Media Tensión
Redes Baja Tensión
Comercialización Adminsitración Total Total Acumulado
ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 65 629 49 746 106 12 498 127 979 36 069 73 391 36 534 43 674 3 139 23 665 38 721 109 198 273 711 Inmuebles 861 509 9 918 039 2 917 102 784 10 885 250 99 449 52 62 849 100 411 123 073 28 320 108 674 124 157 384 223 11 369 884 Maquinarias y Equipos 4 804 278 5 473 270 479 298 647 10 576 673 1 277 405 427 617 331 900 9 2 036 932 3 040 049 5 442 136 569 434 85 476 9 137 095 21 750 700 Muebles 12 517 9 741 1 450 25 652 49 360 10 995 2 603 98 1 562 15 258 12 686 12 855 27 649 27 356 80 545 145 163 Unidades de Transport 10 935 38 670 146 16 280 66 030 12 631 71 313 13 014 10 165 16 920 18 736 19 712 65 533 144 577 Equipos Diversos 272 194 104 551 5 832 84 611 467 188 42 532 1 450 174 2 525 46 682 27 966 23 286 25 389 37 635 114 277 628 147 Otros 649 136 366 037 24 17 938 1 033 136 127 098 17 897 9 032 154 028 250 268 260 190 22 811 233 364 766 633 1 953 797 Total 6 676 198 15 960 053 10 954 558 410 23 205 616 1 606 180 449 693 341 337 5 649 2 402 859 3 507 881 5 786 846 796 357 566 420 10 657 504 36 265 979 DEPRECIACION ACUMULADA
Inmuebles 210 212 3 293 043 1 985 51 464 3 556 703 32 107 5 9 185 32 305 31 527 10 612 25 795 35 118 103 052 3 692 060 Maquinarias y Equipos 2 133 952 3 344 542 327 1 329 5 480 149 532 345 186 793 166 224 9 885 370 1 159 844 2 263 271 270 025 64 656 3 757 797 10 123 316 Muebles 8 342 7 552 1 207 21 308 38 408 5 939 1 851 21 1 050 8 861 9 910 9 795 21 421 19 746 60 872 108 141 Unidades de Transport 8 141 31 898 115 12 697 52 850 9 533 83 126 9 742 5 894 11 181 12 275 14 068 43 418 106 011 Equipos Diversos 100 898 68 570 3 597 53 513 226 578 17 333 1 245 130 1 280 19 988 16 411 13 605 17 061 23 394 70 471 317 038 Otros 3 188 3 320 218 6 725 318 318 422 135 463 1 021 8 064 Total 2 464 732 6 748 924 7 230 140 528 9 361 414 597 574 189 894 166 467 2 649 956 584 1 224 009 2 308 599 346 578 157 446 4 036 631 14 354 630 ACTIVO FIJO NETO Terrenos 65 629 49 746 106 12 498 127 979 36 069 73 391 36 534 43 674 3 139 23 665 38 721 109 198 273 711 Inmuebles 651 297 6 624 996 932 51 320 7 328 546 67 342 47 53 664 68 107 91 546 17 708 82 879 89 039 281 171 7 677 824 Maquinarias y Equipos 2 670 326 2 128 725 152 297 318 5 096 521 745 060 240 824 165 676 1 1 151 561 1 880 210 3 178 863 299 409 20 820 5 379 301 11 627 384 Muebles 4 175 2 189 243 4 345 10 952 5 057 752 76 512 6 397 2 776 3 060 6 228 7 609 19 673 37 022 Unidades de Transport 2 793 6 772 31 3 583 13 180 3 097 ( 12 ) 186 3 272 4 271 5 739 6 460 5 644 22 114 38 566 Equipos Diversos 171 297 35 980 2 235 31 098 240 610 25 200 205 44 1 244 26 694 11 555 9 681 8 329 14 241 43 805 311 109 Otros 645 949 362 701 24 17 721 1 026 394 126 780 17 897 9 032 153 710 249 862 260 045 22 811 232 911 765 629 1 945 733 Total 4 211 467 9 211 110 3 724 417 882 13 844 183 1 008 605 259 799 174 870 2 999 1 446 275 2 283 894 3 478 234 449 780 408 984 6 620 892 21 911 349
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
EQUIPOS DE TRANSMISIÓN EQUIPOS DE DISTRIBUCIÓN
CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOSAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)EQUIPOS DE GENERACIÓN
195
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía
Cuadro Nº 11Página 1
ACTIVO FIJO GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS Total Acumulado SEIN SA
ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 98 893 29 624 145 195 273 711 260 521 13 191 Inmuebles 10 656 404 255 553 457 927 11 369 884 11 248 719 121 165 Maquinarias y Equipos 10 228 525 1 138 713 10 383 461 21 750 700 21 362 346 388 354 Muebles 47 518 7 900 89 745 145 163 144 723 441 Unidades de Transporte 63 625 14 711 66 240 144 577 140 013 4 564 Equipos Diversos 456 167 40 520 131 460 628 147 614 920 13 226 Otros 993 332 73 039 887 426 1 953 797 1 912 582 41 215 Total 22 544 464 1 560 061 12 161 454 36 265 979 35 683 824 582 155 DEPRECIACION ACUMULADA Inmuebles 3 481 120 87 526 123 414 3 692 060 3 655 147 36 913 Maquinarias y Equipos 5 285 937 490 057 4 347 322 10 123 316 10 038 166 85 150 Muebles 36 800 5 699 65 643 108 141 107 838 304 Unidades de Transporte 51 324 10 853 43 833 106 011 103 346 2 665 Equipos Diversos 221 371 20 589 75 078 317 038 312 099 4 938 Otros 7 138 318 608 8 064 7 651 413 Total 9 083 688 615 043 4 655 899 14 354 630 14 224 246 130 383 ACTIVO FIJO NETO Terrenos 98 893 29 624 145 195 273 711 260 521 13 191 Inmuebles 7 165 710 168 027 334 513 7 668 250 7 593 572 84 252 Maquinarias y Equipos 4 782 396 648 656 6 036 139 11 467 191 11 324 180 303 203 Muebles 10 714 2 202 24 103 37 018 36 885 137 Unidades de Transporte 12 297 3 858 22 407 38 561 36 668 1 898 Equipos Diversos 234 745 19 931 56 382 311 058 302 821 8 288 Otros 977 700 72 721 886 818 1 937 239 1 904 931 40 802 Total 13 282 454 945 018 7 505 556 21 733 028 21 459 578 451 771
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
ACTIVO FIJO POR TIPO DE EMPRESAS Y SISTEMASAl 31 de Diciembre de 2009
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
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: Osinerg.
Elaborado por: Consorcio Gestión & Energía - IANSA
RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS
Al 31 de Diciembre de 2009
197
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía
Cuadro 13
Código Descripción Descripción TIPO Sistema
Corta MES AÑO
EM001 ELECTROSUR ELS distribuidoras SEIN 1 1993
EM002 TRANSMANTARO TRAN transmisoras SEIN 12 2000
EM003 EDELNOR EDLN distribuidoras SEIN 1 1994
EM004 LUZ DEL SUR LDS distribuidoras SEIN 1 1994
EM005 ELECTROCENTRO ELC distribuidoras SEIN 1 1993
EM006 ELECTRO SUR MEDIO ELSM distribuidoras SEIN 1 1993
EM007 SEAL SEAL distribuidoras SEIN 1 1993
EM008 ELECTRO SUR ESTE ELSE distribuidoras SEIN 1 1993
EM009 HIDRANDINA ELNM distribuidoras SEIN 1 1993
EM010 ELECTRONORTE ELN distribuidoras SEIN 1 1993
EM011 ELECTRONOROESTE ELNO distribuidoras SEIN 1 1993
EM012 ELECTRO ORIENTE ELOR distribuidoras SA 1 1993
EM013 EMSEMSA EMSE distribuidoras SEIN 1 1994
EM014 ELECTROPERU ELP generadoras SEIN 1 1993
EM015 EDEGEL EDGL generadoras SEIN 1 1994
EM016 ETEVENSA ETEV generadoras SEIN 1 1994
EM017 EGASA EGAS generadoras SEIN 1 1994
EM018 EGEMSA EGEM generadoras SEIN 1 1994
EM021 REDESUR REDE transmisoras SEIN 12 2000
EM022 ELECTRO UCAYALI ELUC distribuidoras SEIN 9 1995
EM023 EGEPSA EGEP generadoras SA 12 2000
EM024 EDECAÑETE EDCA distribuidoras SEIN 9 1995
EM025 COELVISA VILL distribuidoras SEIN 9 1995
EM026 SERSA SERS distribuidoras SA 9 1995
EM027 CHINANGO CHNG generadoras SEIN 9 1995
EM028 CHAVIMOCHIC CHAV generadoras SEIN 9 1995
EM029 CAHUA CAHU generadoras SEIN 9 1995
EM030 EGENOR EGEN generadoras SEIN 9 1995
EM031 EGESUR EGES generadoras SEIN 9 1995
EM032 ELECTRO PANGOA ELPA distribuidoras SA 12 2000
EM033 EEPSA EEPS generadoras SEIN 1 1997
EM034 ELECTRO ANDES ELAN generadoras SEIN 4 1997
EM035 ENERSUR ENER generadoras SEIN 4 1997
EM037 SHOUGESA SHOU generadoras SEIN 3 1998
EM039 SINERSA SINE generadoras SEIN 1 2000
EM040 SAN GABÁN SGBN generadoras SEIN 1 2000
EM041 ELECTRO PUNO ELEPUNO distribuidoras SEIN 1 2000
EM043 ELECTRO TOCACHE ELTO distribuidoras SEIN 12 2000
EM044 EMSEUSA EMSU distribuidoras SA 12 2000
EM045 TERMOSELVA TSEL generadoras SEIN 5 2001
EM046 ETESELVA ETSE transmisoras SEIN 5 2001
EM048 ISA PERU S.A ISA transmisoras SEIN 10 2001
EM049 RED DE ENERGIA DEL PERU REP transmisoras SEIN 9 2002
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE SICN
SISTEMA INTERCONECTADO SUR SISSISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
SEIN
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