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Editorial:

En la presente edición deseamos destacar el trabajo desarrollado por laCTE para la fijación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) y la Tasade Indisponibilidad Fortuita (TIF) de la unidad de punta, que le fuera encar-gado en la reciente modificación del Reglamento de la Ley de Concesio-nes Eléctricas.

En este sentido, el 24 de octubre del presente año, la Comisión deTarifas de Energía publicó la Resolución N° 019-2000 P/CTE a través dela cual se fijaron la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivodel Sistema Interconectado Nacional (SINAC), enlos valores de 2,35% y 19,5% respectivamente;valores que han sido fijados para el periodo01/11/2000 al 31/10/2004.

La determinación del Margen de Reserva Firme Ob-jetivo, exigió el análisis de la expansión óptima delparque generador del SINAC. Debido a la composi-ción hidrotérmica del SINAC, los criterios deplaneamiento no solamente se establecie-ron para garantizar el cubrimiento dela demanda máxima de potencia, sinopara garantizar además el abasteci-miento permanente del consumo deenergía a lo largo del horizonte deplaneamiento, satisfaciendo los reque-rimientos de calidad y seguridad del SINAC.Para guiar la expansión del parque de generación se establecieron cuatro criterios básicos de planeamiento:� El plan de expansión debe corresponder al de mínimo costo, y ser sostenible en el tiempo� El sistema debe tener capacidad para soportar la pérdida de la central de generación más importante del SINAC sin pérdida de

carga.� El sistema debe satisfacer un límite máximo de Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP).

EDITA: Comisión de Tarifas de Energía NOV. 2000AÑO 4 / No.4

CONTENIDO

Editorial 1

Determinación del MRFO y del TIF parael Sistema Interconectado Nacional 2

Resoluciones Tarifarias 8

Evolución de las Tarifas de Electricidad 9

INFORMACIÓN ESTADÍSTICA

– Mercado Eléctrico 11

– Producción de Electricidad 14

– Evolución de la Comparación dePrecios no Regulados con losPrecios Teóricos 20

– Pérdidas de Energía en los SistemasEléctricos de Distribución 22

Situación Económica y Financiera delas Empresas de Electricidad al30/06/2000 23

Noticias CTE 28

� Bajo la condición hidrológica extrema, el sistema debe ser capaz de abastecerla energía de la demanda sin racionamiento.

El procedimiento utilizado para determinar el MRFO se describe con mayordetalle en uno de los artículos interiores del presente Informativo. El MRFO resul-tante de la aplicación del estudio efectuado por la CTE fue de 0,195; es decir19,5%.

Para la determinación de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) se tomaron enconsideración estadísticas de indisponibilidad de centrales termoeléctricas tantode los EE.UU como del Canadá, las cuales se encuentran disponibles en el docu-mento �Generating Unit Statistical Brochure, 1995-1999, October 2000, GeneratingAvailability Data System�, preparado por el �North American Electric ReliabilityCouncil (NERC)�.

De acuerdo con estas estadísticas, el valor asignado al TIF fue de 2,35%, con elcual se obtuvo un Factor de Indisponibilidad Fortuita (FIF) igual a 1,0241.

Esperamos que esta última edición del Informativo correspondiente al año 2000contenga información de utilidad para hacer conocer a sus lectores la evolucióndel sector eléctrico durante el año que termina. Reciban nuestros mejores deseospara un venturoso año 2001. //////

2 COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

Determinación del MRFO y del TIF para elSistema Interconectado Nacional

INTRODUCCIÓNEn este artículo se describe el análisis efectuado por la

Secretaría Ejecutiva de la Comisión de Tarifas de Energía(CTE) a fin de determinar el Margen de Reserva FirmeObjetivo (MRFO) y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF),los cuales se usan en la formación del precio de la poten-cia del Sistema Interconectado Nacional (SINAC); de acuer-do con lo establecido en la Ley y el Reglamento1 .

DETERMINACIÓN DEL MRFOEl MRFO se define como la relación porcentual de largo

plazo entre la potencia firme y la demanda máxima delsistema. Es decir, se trata del Margen de Reserva Firme(MRF) correspondiente a la situación deseada del sistemaen el largo plazo. Para determinar esta relación porcen-tual de largo plazo es preciso conocer la evolución delparque de generación a lo largo del tiempo. Para este finse ha resuelto la expansión del sistema hidrotérmico to-mando en consideración un conjunto de criterios de pla-nificación. Estos criterios representan las pruebas que debesuperar el parque de generación para ser aceptado comoun sistema adecuado para el abastecimiento de la de-manda.

La evolución del parque de generación se ha determi-nado a partir de la búsqueda de la combinación óptimadel conjunto de plantas de generación que deben insta-larse a lo largo del tiempo. Este análisis de expansión bus-ca minimizar los costos de inversión y operación de lasunidades, satisfaciendo las restricciones preestablecidas decalidad, confiabilidad y seguridad; de esta manera se ga-rantiza una determinada seguridad para el cubrimientode la demanda de potencia y energía del mercado.

El período de análisis de largo plazo del planeamientode la generación puede variar desde 15 a 30 años. Sinembargo, el Art. 126° del Reglamento señala que para ladeterminación del precio de potencia se debe consideraruna vida útil de 20 años para la unidad de generación depunta. En este sentido, a pesar que el estudio de expan-sión se realiza para el período 2001-2030, el períodoobservado para la determinación del MRFO correspondeal período 2016-2020. De esta forma, también se evitalos problemas de borde que se pudiera encontrar en lasolución de los últimos años del horizonte deplanificación.

La planificación de largo plazo de la expansión de lageneración-transmisión en forma compuesta, en princi-

pio, es un proceso mucho más complejo que el efectua-do en este estudio. Además del desarrollo óptimo de lageneración se requiere sintetizar la red de transmisión aso-ciado a dicho plan de generación para el horizonte consi-derado. Esto usualmente requiere, no solamente dispo-ner de candidatos de generación y transmisión para todoese período, sino de herramientas de análisis de redesque involucren la evaluación económica-financiera de losproyectos de transmisión factibles considerando a su vezlos criterios de confiabilidad, seguridad y calidad asocia-dos con la red transmisión. Los modelos matemáticos paraeste tipo de análisis consideran variables discretas y conti-nuas, cuyo número total crece exponencialmente con lacombinación de candidatos de generación y transmisión,y los escenarios definidos para las variables aleatorias:hidrología, demanda, indisponibilidades de la transmisión,etc.; lo cual obviamente los convierten en modelos im-practicables aún con las mejores técnicas de optimización.De hecho, en la actualidad, por lo menos en forma prác-tica, no existe disponible un modelo con este tipo de ca-racterísticas.

Debido a lo anterior, es usual, descomponer este pro-ceso de planificación compuesta en dos subproblemasconsecutivos: la planificación de la generación y la expan-sión de la red de transmisión. En este caso, recién defini-do el parque futuro de generación es posible optimizar eldesarrollo de la red de transmisión.

Por otro lado, el sistema de precios establecido en elmarco regulatorio vigente considera la separación de loscargos por generación, transmisión y distribución. En estecaso, tal como se ha señalado previamente, el MRFO esun factor que afecta directamente al Precio Básico de Po-tencia, el cual es una componente estrictamente de gene-ración. La influencia de la red de transmisión se refleja enlos cargos de transmisión por el Sistema Principal y losSistemas Secundarios, considerando las restricciones queseñala la Ley y el Reglamento.

Con estos considerandos se ha adoptado la premisa derealizar el proceso de la expansión de la generación enforma independiente de las restricciones de transmisión.

Principios y Criterios de Planeamiento de laExpansión de la Generación

Características de la Expansión de la Generación (EG)

La EG en Sistemas Termoeléctricos se basa principal-mente en el establecimiento de un nivel de confiabilidad

1 En este documento los términos Ley y Reglamento se refieren a la Ley deConcesiones Eléctricas y al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléc-tricas, respectivamente.

COMIS IÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 3

para el abastecimiento de la demanda máxima futura. Lacapacidad instalada de generación adicional se dimensionade manera de cubrir la demanda máxima más una reser-va especificada de potencia, a lo largo de todo el horizon-te de planeamiento, satisfaciendo los estándares de cali-dad preestablecidos. La reserva de potencia es un mar-gen de seguridad, el cual es necesario para mantener lacalidad de abastecimiento frente a los mantenimientos pro-gramados y las posibles ocurrencias de fallas intempesti-vas de los grupos termoeléctricos, a las necesidades deregulación de frecuencia del sistema, y a posibles desvia-ciones en las proyecciones de demanda.

En los Sistemas Termoeléctricos, la capacidad de gene-ración de punta por lo general es suficiente para satisfacerlos requerimientos de energía, ya que usualmente se asu-me que no hay limitaciones en la disponibilidad de losinsumos (diesel, residual, carbón, gas natural, etc.).

La EG en Sistemas Hidroeléctricos tiene que ver con lacapacidad de abastecimiento al mercado de energía futu-ro. En este caso, el nuevo parque de generación sedimensiona en función de la capacidad de generación deenergía de las nuevas unidades y de un criterio de garan-tía de abastecimiento de la energía, por ejemplo la condi-ción hidrológica más extrema históricamente. En este tipode sistemas, la disponibilidad de generación de energíadepende de las futuras secuencias de caudales afluentesen las diversas cuencas hidrográficas, las cuales poseen unalto grado de incertidumbre. Esta característica aleatoria,por lo general, obliga la utilización de modelos estocásticospara la simulación de la operación y la determinación dela energía suministrada por cada una de las centrales.

La EG en Sistemas Hidrotérmicos conjuga las caracterís-ticas de los planeamientos de la EG de los SistemasTermoeléctricos y Sistemas Hidroeléctricos. De esta for-ma, es necesario establecer no solamente un criterio degarantía de cubrimiento de la demanda máxima futuramás un margen de reserva, sino un criterio de garantía deabastecimiento al consumo de energía previsto a lo largodel horizonte de planeamiento, satisfaciendo los requeri-mientos de calidad y seguridad del sistema.

Criterios de Planeamiento de la EG

La forma más usual de garantizar el cubrimiento depotencia y energía a lo largo del horizonte de planeamientoconsiste en el establecimiento de un conjunto de criteriosde seguridad, confiabilidad y calidad, de manera que eldesarrollo de la generación los tome en cuenta. La utiliza-

ción de los criterios mencionados, en la expansión ópti-ma del parque de generación, permitirá determinar, con-secuentemente, la evolución del Margen de Reserva a lolargo de los años del horizonte de planeamiento. La adop-ción de estos criterios así como de las premisas que seincluyen en cada uno de ellos, en general, no son el re-sultado de estudios previos, sino más bien representan elgrado de seguridad que, en este caso, la CTE considerasuficiente para garantizar la cobertura de los requerimien-tos de potencia y energía del mercado consumidor al mí-nimo costo actualizado de inversión y operación.

Los criterios de planeamiento que se han utilizado paradeterminar la expansión óptima del SINAC son lossiguientes:

� Expansión de Mínimo Costo con un ParqueAutosostenido

En los Sistemas Hidrotérmicos como el peruano, la EGconsiste en seleccionar, en el tiempo y espacio, el con-junto de plantas hidroeléctricas y termoeléctricas demanera de garantizar el cubrimiento de la demandamáxima de potencia y del mercado de energía a uncosto mínimo, preservando un margen de seguridadpreestablecido, y permitiendo el sostenimiento eco-nómico de las nuevas plantas de generación.

Para la evaluación del costo mínimo se consideran to-dos los gastos de inversión y operación. Así, en la in-versión se toman en cuenta los costos de construccióne instalación de los nuevos equipos de generación. Enel caso de la operación, se incluyen los gastos de com-bustible esperados de las unidades termoeléctricas másel costo de falla de largo plazo. El valor esperado resul-ta de la evaluación probabilística del conjunto de se-cuencias hidrológicas definidas como posibles escena-rios de operación de los embalses y centrales hidro-eléctricas.

La evaluación económica de las nuevas centrales degeneración que resulten de la optimización de la EGdebe permitir como mínimo un beneficio neto igual acero. Es decir que la proyección de los ingresospercibidos a través de los cargos por potencia y ener-gía debe ser lo suficiente como para cubrir los gastostotales de inversión y operación esperados a una tasade descuento especificada; de manera de lograr elsostenimiento de dichas plantas a lo largo del tiempo.En este sentido se garantiza que la relación beneficio/costo para estas unidades sea mayor que la unidad.


promedio de los valores del período señalado. En elcaso de las unidades termoeléctricas, la tasa de indis-ponibilidad fortuita de las unidades ha sido modificadade acuerdo con lo establecido según el NERC.

El criterio de verificación que la potencia firme residualsea mayor que la demanda máxima del sistema estárelacionado con el tema de la garantía de potencia;sin embargo, se ha estimado por conveniente verificarla seguridad del abastecimiento del consumo deenergía previsto a lo largo del horizonte de análisis antela contingencia de pérdida del Complejo Mantaro-Res-titución. Esto consiste en verificar la inexistencia defalla de energía en la operación esperada del sistemahidrotérmico, para tal fin se simuló la planificación dela operación con los modelos de calculo tarifario.

� Límite Máximo sobre la Probabilidad de Pérdida deCarga (LOLP)

El LOLP es un índice que permite medir el nivel deconfiabilidad del sistema de generación. Cuanto máspequeño es el LOLP el nivel de confiabilidad será ma-yor. Consecuentemente, si el Margen de Reserva esmás grande el LOLP será más pequeño.

Este criterio de confiabilidad establece que el conjuntodel parque generador debe ser capaz de abastecer lademanda máxima con una probabilidad de pérdidade carga (LOLP) menor a un día/año (1/365 ó 2,74x 10-3) considerando que las unidades de generaciónhidroeléctrica se encuentran limitadas a su potenciafirme y que en estas condiciones su probabilidad defalla del conjunto es despreciable. Como se compren-derá, en este caso la probabilidad de falla del sistemaestá dada únicamente por la probabilidad de falla delas centrales termoeléctricas.

Para el cálculo del LOLP, se ha empleado un métodode convolución con la indisponibilidad de los grupostermoeléctricos dada por la Tasa de Salida Forzada(Foced Outage Rate, FOR), empleada para las simula-ciones del despacho económico en la regulación deprecios de la energía. Las unidades hidroeléctricas serepresentan con una potencia disponible igual a laque corresponde a su potencia firme y con un FORigual a 1%. En este caso se ha adoptado el FORporque representa la probabilidad de falla del genera-dor en caso de que sea requerido y no se encuentradisponible para el servicio; además, representa unacondición más extrema que la que se presentaría si sehubiese utilizado la tasa de indisponibilidad fortuita.

De acuerdo con la teoría económica de producción, sien la función objetivo del modelo de evaluaciones deinversiones � que considere en forma integrada la ex-pansión y explotación - se minimizan los costos totalesde inversión y operación, se estará garantizado el re-torno de los costos a través de los ingresos por poten-cia y energía.

� Pérdida de la Central de Generación Mayor

Este criterio requiere que el sistema sea capaz de so-portar la pérdida de la mayor central de generación;es decir, que la suma de las potencias firmes de lasunidades restantes sea suficiente para abastecer laDemanda Máxima (DM) del sistema. Para la verifica-ción de este criterio se requiere previamente conocerla Potencia Firme Residual (PFR), la cual está definidapor:

donde:

PFTi Potencia Firme del grupo termoeléctrico i.

PFHj Potencia Firme de la central hidroeléctrica j.

PFUM Potencia Firme de la central mayor. En el casodel SINAC se ha considerado como caso ex-tremo la salida del Complejo Mantaro �Restitución.

Entonces, el criterio de seguridad señalado estableceque se debe satisfacer la siguiente relación:

PFR DM (2)

La base para el cálculo de la potencia firme de las uni-dades del Sistema Interconectado Centro Norte ha sidotomada de la información remitida por el COES-SICNsobre la potencia firme para los meses de enero a juliodel año 2000; sin embargo se debe precisar que en elcaso de las unidades termoeléctricas se ha modificadola tasa de indisponibilidad fortuita de las centralestermoeléctricas a los valores especificados según elNorth American Electric Reliability Council (NERC).

Para el caso del Sistema Interconectado Sur se tomócomo base la información de carácter preliminar su-ministrada por el COES-SUR, cabe señalar que dichainformación tiene un horizonte de mayo 1999 aenero 2000. Los valores de potencia firme para lasunidades hidroeléctricas han sido obtenidos con el

PFR = PFTi + PFHj � PFUM (1)NGT

i = 1

NGH

j = 1


� Garantía de Suministro bajo la Condición Hidrológicamás Extrema

Este criterio consiste en evaluar la performance de sis-tema ante la presencia de la condición hidrológica másdesfavorable. Fundamentalmente, se debe verificar siexiste alguna posibilidad de falla de energía en la ope-ración hidrotérmica con los caudales naturales corres-pondiente al año hidrológico más seco de la historia.En el caso del SINAC el escenario más extremo corres-ponde al del año 1992. Para esta simulación nueva-mente se utilizaron los modelos de operación del sis-tema.

Procedimiento de Cálculo del MRFODefinido el parque de generación se procede a calcular

la potencia firme de las unidades. Si se conoce la evolu-ción de la potencia firme a lo largo del tiempo, es posibleobtener el MRF para cada año mediante la siguienterelación:

Potencia FirmeMRF = �� 1 (3)

Máxima Demanda

Premisas de Cálculo

Para el análisis de la expansión óptima se tomó en cuen-ta el parque generador existente así como los nuevos pro-yectos factibles de generación que necesita el sistema parasu desarrollo futuro. Los datos correspondientes a la ope-ración hidrotérmica del parque existente, así como delconjunto de plantas que entrarán en operación duranteel período 2001-2004 están basadas en las premisas quefueron utilizadas en el estudio de Fijación Tarifaria deNoviembre 2000. Los datos de inversión y operación co-rrespondientes a los proyectos de generación hidroeléc-trica se han conformado utilizando como base la infor-mación disponible en el Plan Referencial de Electricidad.En el caso de los proyectos termoeléctricos, los datos deoperación se han conformado a partir de la informacióntecnico-económica de los grupos más eficientes que ac-tualmente operan por cada tecnología: TV Carbón, TGDiesel, TG Gas Natural, CC Gas Natural, etc. A su vez,para conformar los datos de inversión de estos grupos seha utilizado la información contenida en el Gas TurbineWorld 1999-2000 Handbook.

Evolución Potencia Efectiva y Potencia Firme

En el Cuadro siguiente se muestra la evolución de lapotencia efectiva y potencia firme del SINAC para el pe-ríodo correspondiente 2005 � 2020.

Evolución del Margen de Reserva Efectivo y Firme

En el Cuadro siguiente se muestra la evolución de losmárgenes de reserva efectivo y firme del SINAC para elperíodo correspondiente 2005 � 2020.

Aplicación de los Criterios de Planeamiento

El plan óptimo ha sido verificado para satisfacer los cri-terios de planeamiento establecidos previamente. En elCuadro siguiente se presenta el resumen de estos resulta-dos.

Potencia Potencia MáximaAño Efectiva Firme Demanda

MW MW MW

2005 5 102 4 719 3 3852006 5 238 4 855 3 5202007 5 438 5 055 3 6612008 5 438 5 055 3 8072009 5 613 5 227 3 9592010 5 613 5 227 4 1182011 5 788 5 399 4 2822012 6 213 5 816 4 4542013 6 213 5 816 4 6322014 6 463 6 062 4 8172015 6 713 6 307 5 0102016 6 713 6 307 5 2102017 6 963 6 553 5 4192018 7 213 6 798 5 6352019 7 363 6 945 5 8612020 7 513 7 091 6 095

Margen Reserva Margen deAño Efectivo Reserva Firme

% %

2005 50,7% 39,4%2006 48,8% 37,9%2007 48,6% 38,1%2008 42,8% 32,8%2009 41,8% 32,0%2010 36,3% 26,9%2011 35,2% 26,1%2012 39,5% 30,6%2013 34,1% 25,6%2014 34,2% 25,8%2015 34,0% 25,9%2016 28,8% 21,1%2017 28,5% 20,9%2018 28,0% 20,6%2019 25,6% 18,5%2020 23,3% 16,3%


Cálculo del MRFO

Tal como se señaló previamente, para el cálculo delMRFO se ha utilizado el promedio del MRF del período2016-2020; que en este caso resultó ser 19,5%.

Determinación del TIF

La Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) representa unfactor que toma en cuenta la indisponibilidad promediode la unidad utilizada para fijar el Precio Básico de la Po-tencia, ya sea que la unidad haya o no sido requeridapara prestar el servicio. En términos más precisos laindisponibilidad fortuita está medida por la siguiente rela-ción.

Horas de Indisponibilidad ForzadaTIF = �� (4)

Horas del Periodo

En donde, las horas del periodo corresponden al perio-do más largo de información estadística con que se cuen-te.

El TIF no es una medida de la probabilidad de que launidad sea requerida para el servicio y no se encuentredisponible ya que, por ejemplo, una unidad que nuncahubiera sido llamada a operar, por ser de baja eficiencia,tampoco hubiera tenido horas de indisponibilidad y elTIF correspondiente resultaría igual a cero, lo cual evi-dentemente no es una representación de la probabilidadde falla de la unidad ante un requerimiento para el servi-cio.

Dado que en el país no se cuenta con una historia sufi-cientemente amplia de estadísticas que permitan estable-cer el valor del TIF de manera confiable es convenienteque para determinar la Tasa de Indisponibilidad Fortuitade las unidades térmicas se utilice estadísticas de organis-mos internacionales reconocidos que cuenten con esta-dísticas de indisponibilidades. Para esta aplicación se utilizó

información suministrada por el North American ElectricReliability Council (NERC) de Estados Unidos, instituciónque cuenta con información estadística de muchos añosen la actividad de generación. Para el caso específico seempleó la información del documento Generating UnitStatistical Brochure, 1995-1999, October 2000,Generating Availability Data System. Aunque se han suge-rido otras fuentes de información estadística, no se hacontado con información confiable de las mismas por loque no se han podido utilizar.

El parámetro a utilizar del documento señalado ante-riormente es el Factor de Desconexión Forzada (ForcedOutage Factor, FOF) para las unidades de Turbinas a Gasmayores a 50 MW (Gas Turbine, 50 Plus). El FOF tieneuna definición igual a la que se ha propuesto para el TIFmás arriba. Para el caso de las turbinas a gas mayores a50 MW la estadística del NERC señalada anteriormentecuenta con una base de datos de 1436 Unidades - Año,la cual se considera apropiada para los fines de esta apli-cación.

En aplicación de lo discutido hasta este punto, y deacuerdo con las estadísticas del NERC, se decidió estable-cer para la Unidad de Punta del SINAC la Tasa deIndisponibilidad Fortuita de 2,35 %.

Factor de Indisponibilidad Fortuita

Establecida la Tasa de Indisponibilidad Fortuita, se pro-cede a calcular el Factor de Indisponibilidad Fortuita (FIF),mediante la siguiente relación:

1FIF = �� (5)

(1 � TIF)

El factor de Indisponibilidad Fortuita es útil para la de-terminación del precio básico de potencia. En el presentecaso el FIF resulta igual a 1,0241 para la Unidad de Puntadel Sistema Interconectado Nacional. //////

Máxima Probabilidad de Margen de Reserva Falla de EnergíaAño Demanda Pérdida de Carga N° Fallas al año Firme en Escenario de en Escenario

(MW) (LOLP) Salida del Complejo Hidrológico másMantaro-Restitución Seco (GW.h)

2005 3 385 1,30E-06 0,000 Fallas 14,6% 0,0002006 3 520 1,42E-06 0,001 Fallas 14,0% 0,0002007 3 661 6,35E-07 0,000 Fallas 15,1% 0,0002008 3 807 6,90E-06 0,003 Fallas 10,7% 0,0002009 3 959 5,67E-06 0,002 Fallas 10,8% 0,0002010 4 118 5,59E-05 0,020 Fallas 6,5% 0,0002011 4 282 5,27E-05 0,019 Fallas 6,4% 0,0002012 4 454 4,70E-06 0,002 Fallas 11,7% 0,0002013 4 632 4,91E-05 0,018 Fallas 7,4% 0,0002014 4 817 4,45E-05 0,016 Fallas 8,4% 0,0002015 5 010 4,35E-05 0,016 Fallas 9,1% 0,0002016 5 210 3,33E-04 0,121 Fallas 4,9% 0,0002017 5 419 3,34E-04 0,122 Fallas 5,4% 0,0002018 5 635 3,51E-04 0,128 Fallas 5,7% 0,0002019 5 861 7,38E-04 0,269 Fallas 4,1% 0,0002020 6 095 1,61E-03 0,589 Fallas 2,5% 0,000


001-2000 18/02/2000 29/02/2000 Fija factor inicial del reforza-miento de sistemas de trans-misión eléctrica del sur, re-lativo a contrato suscrito conRed Eléctrica del Sur.

002-2000 28/02/2000 29/02/2000 Establece vigencia de facto-res de ponderación de ener-gía señalados en la Resolu-ción N° 002-99 P/CTE.

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

004-2000 13/04/2000 15/04/2000 Fija tarifas en barra y fórmu-las de actualización para su-ministros a que se refiere elartículo 43° inciso c) de laley de concesiones eléctri-cas.

005-2000 25/04/2000 �� Aprueba la memoria anual1999 de la Comisión de Ta-rifas de Energía.

006-2000 27/04/2000 29/04/2000 Aprueba el factor de balan-ce de potencia coincidenteen horas de punta (FBP) anivel de empresa aplicablea los sistemas eléctricos condemanda máxima mayor a12 MW desde el 01 demayo del año 2000 hasta el30 de abril del año 2001.

007-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara fundado en parte elrecurso de reconsideracióninterpuesto por el Comité deOperación Económica delSistema InterconectadoCentro Norte, COES-SICNcontra la resolución de laComisión de Tarifas de Ener-gía N° 004-2000 P/CTE.

RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍAAÑO 2000

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


008-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara infundado el recur-so de reconsideración inter-puesto por HIDRANDINAS.A., contra la resoluciónN° 004-2000 P/CTE.

009-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara fundado el recursode reconsideración inter-puesto por ETESUR S.A., yordena se efectúe correc-ción en el cuadro que apa-rece en el artículo décimode la resolución N° 004-2000 P/CTE.

010-2000 18/05/2000 20/05/2000 Declara fundado el recursode reconsideración inter-puesto por LUZ DEL SURS.A.A. contra la resoluciónN° 004-2000 P/CTE y sedeja sin efecto el artículodécimo sétimo de la reso-lución N° 004-2000 P/CTE.

011-2000 08/06/2000 09/06/2000 Declara infundado recursode reconsideración inter-puesto por la empresaELECTROCENTRO S.A.contra la resoluciónN° 006-2000 P/CTE.

012-2000 08/06/2000 09/06/2000 Declara infundado recursode reconsideración inter-puesto por la empresaELECTRONORTE S.A. con-tra la resolución N° 006-2000 P/CTE.

13-2000 08/06/2000 09/06/2000 Declara infundado recursode reconsideración inter-puesto por la empresaELECTRONOROESTE S.A.contra la resoluciónN° 006-2000 P/CTE.

014-2000 09/06/2000 11/06/2000 Aprueba documento deprocedimiento y cálculo dela tarifa en barra correspon-diente a la regulación tari-faria del mes de mayo delaño 2000.

RESOLUCIONESTARIFARIAS


RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍAAÑO 2000



015-2000 28/08/2000 29/08/2000 Aprueba peaje unitario porconexión aplicable al siste-ma interconectado nacionaly el peaje por conexión delsistema principal de trans-misión Mantaro-Socabaya.

016-2000 22/09/2000 23/09/2000 Establece disposiciones parael cálculo de montos máxi-mos que deben pagar usua-rios del servicio público deelectricidad como presu-puesto de instalación de lasconexiones eléctricas.

017-2000 22/09/2000 23/09/2000 Declara fundada recon-sideración interpuesta porConsorcio TransmantaroS.A. contra resolución queaprobó el peaje por co-nexión del sistema princi-pal de transmisión Mantaro- Socabaya.

018-2000 22/09/2000 23/09/2000 Modifica el cuadro de�Tarifas en Barra en Sub-estaciones Base� estableci-do en la resoluciónN° 004-2000 P/CTE.

019-2000 24/10/2000 25/10/2000 Fija a partir del 01 de no-viembre del 2000 la Tasade Indisponibilidad Fortui-ta de la unidad de punta yel Margen de Reserva Fir-me Objetivo y del sistemainterconectado nacional.

020-2000 24/10/2000 25/10/2000 Aprueba el peaje unitariopor conexión aplicable alsistema eléctrico Inter-conectado nacional, el pea-je por conexión e ingresotarifario esperado de la líneade transmisión Socabaya -Moquegua.

021-2000 24/10/2000 25/10/2000 Fija tarifas en barra para su-ministros y fórmulas de ac-tualización a que se refiereel Art. 43° inciso c) de laley de concesiones eléctri-cas.

022-2000 02/11/2000 03/11/2000 Declara fundado en parterecurso de reconsideracióninterpuesto por la empre-sa EDELNOR contra la re-solución N° 016-2000P/CTE.

023-2000 02/11/2000 03/11/2000 Declara fundado en parterecurso de reconsideracióninterpuesto por la empre-sa Luz del Sur S.A.A. con-tra la resolución N° 016-2000 P/CTE.

024-2000 02/11/2000 03/11/2000 Declara infundado en to-dos sus extremos recursode reconsideración inter-puesto por la empresaELECTRO SUR MEDIOcontra la resoluciónN° 016-2000 P/CTE.

025-2000 02/11/2000 03/11/2000 Modifica el tipo deconexión C2 para la opcióntarifaria BT5 a que se re-fiere la resolución 009-94P/CTE, aplicable a suminis-tros trifásicos de 3 kWhasta 20 kW.

026-2000 17/11/2000 18/11/2000 Aprueba en vía de regula-rización la tarifa máxima ini-cial para la distribución degas natural por red deductos en el distrito dePariñas, provincia deTalara.

027-2000 17/11/2000 18/11/2000 Autoriza viaje del Jefe dela División de DistribuciónEléctrica a El Salvador paraparticipar como expositorinvitado por ACERCA en elseminario taller sobrecálculo del valor agregadode distribución.

RESOLUCIONESTARIFARIAS


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

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

Evolución de las Tarifas de Electricidad


Como se aprecia en los gráficos, el precio medio de electricidad ha experimentado un incremento a partirdel segundo trimestre de 1999, debido principalmente a los continuos incrementos de los precios de loscombustibles utilizados en la generación de energía eléctrica. Sin embargo, a la fecha el precio medio deelectricidad muestra un comportamiento estable.

TARIFAS APLICABLES A LOS CLIENTES FINALES

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

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

dichos años. Durante 1999 se aprecia una variación superior a la inflación debida principalmente a loscontinuos incrementos de los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica,situación que se ha revertido en el transcurso del presente año. De esta forma, la variación acumulada delos precios medios residenciales para el periodo 1997 � 2000 es inferior a la inflación.

VARIACIÓN DE LAS TARIFAS RESIDENCIALES E INFLACIÓN

(*) Periodo: Enero 2000 - Octubre 2000

INFORMACIÓNESTADÍSTICA


Las ventas de energía al mercadolibre al primer semestre representanel 45% de las ventas totales, cifrasuperior al 44% obtenido en 1999 y1998.

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas de energía a usuarios finales realizadas por las empresas de servicio público de electricidad durante enel período enero 2000 - junio 2000 fue de 7 661 GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en losseis primeros meses de 1999 y 1998 fue de 6,9% y 10,6% respectivamente.

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

Las ventas de energía en los secto-res industrial, residencial, comercialy de alumbrado público representa-ron el 56%, 26%, 16% y 3% respecti-vamente.

VENTAS I SEMESTRE (GW.h)

Mercado 1998 1999 2000

Libre 3 060 3 186 3 478

Regulado 3 868 3 978 4 183

Total 6 928 7 163 7 661

Las ventas en muy alta ten-sión, alta tensión, media ten-sión y baja tensión representanel 17%, 12%, 31% y 40% res-pectivamente.

La información que se presenta a continuación resume los resultados al primer semestre del año 2000 de lasempresas concesionarias de electricidad.

MERCADO ELÉCTRICO



EVOLUCIÓN DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

En el primer semestre de 2000, la facturación por venta de energía eléctrica a usuarios finales (552 Millones US$) seincrementó en 19,2% y 13,0% respecto a lo alcanzado en la primera mitad de 1999 y 1998 respectivamente.

FACTURACIÓN I SEMESTRE (MILLONES US$)

Mercado 1998 1999 2000

Libre 151 147 183

Regulado 337 316 369

Total 488 463 552

ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

El aumento significativo de las ventasen el mercado libre ha contribuido a quela participación de su facturación respec-to a la facturación total en el País seincremente del 31% (primer semestre de1998), al 33% (primer semestre de 2000).

La facturación por ventas de ener-gía en muy alta tensión, alta tensión,media tensión y baja tensión repre-sentaron el 13%, 8%, 24% y 55%,respectivamente.

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



NÚMERO DE CLIENTES

Uno de los parámetros de crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en junio de 2000 se hanatendido 149 058 nuevos suministros más que en junio de 1999 y 287 921 nuevos suministros más que en junio de1998.

NÚMERO DE CLIENTES I SEMESTRE

INCREMENTOAÑO CLIENTES RESPECTO AL

PERIODO ANTERIOR

1998 2 999 654 –1999 3 138 517 4,6%2000 3 287 575 4,7%

En junio 2000, el 92,0% de sumi-nistros en el país corresponde a clien-tes de tipo residencial y el 8,0% res-tante a no residenciales (alumbradopúblico, industrial y comercial).

El sector residencial por su parte, estáconformado principalmente por clientes queconsumen de 0 a 30 kW.h (32,8%) y aque-llos que consumen de 31 a 100 kW.h(33,6%), los clientes con otros rangos deconsumo representan el 33,6%.



PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE (SICN)

La producción de energía eléctrica durante el primersemestre del año 2000, en el Sistema InterconectadoCentro Norte según el COES-SICN fue 7 161 GW.h, loque representa un incremento del 6,3% con respecto ala producción del año anterior (6 739 GW.h).

Durante el primer semestre del año 2000, las empre-sas generadoras que han disminuido su producción son:Etevensa (99,4%) y Eepsa (27,8%).

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SICN - GW.h

EMPRESAS I SEMESTRE 1999 I SEMESTRE 2000

HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

Electroperú (1) 3 289 0 3 289 3 313 9 3 322Edegel 1 584 25 1 609 1 913 16 1 929Egenor 675 6 681 820 6 826Etevensa 0 29 29 0 0 0Eepsa 0 251 251 0 181 181Electroandes 546 0 546 565 0 565Cahua (2) 209 6 215 279 6 286Aguaytía 0 119 119 0 53 53Shougesa 0 0 0 0 0 0

TOTAL 6 304 436 6 739 6 890 271 7 161

(1) : Incluye a CT Tumbes desde Julio 1999

(2) : Incluye a C.H. Cahua, C.H. Pariac, C.H. Gallito Ciego y C.T. Pacasmayo

INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SICN

EMPRESA I SEMESTRE 2000 VS I SEMESTRE 1999

HIDRÁULICA TÉRMICA TOTAL

Electroperú 0,7% 0,0% 1,0%Edegel 20,7% -36,5% 19,8%Egenor 21,4% -4,1% 21,2%Etevensa 0,0% -99,4% -99,4%Eepsa 0,0% -27,8% -27,8%Electroandes 3,4% 0,0% 3,4%Cahua 33,9% 0,0% 32,9%Aguaytía 0,0% -55,6% -55,6%Shougesa 0,0% 0,0% 0,0%

TOTAL 9,3% -37,7% 6,3%



Por tipo de fuente, se observa que las centrales térmi-cas muestran un decremento del 37,7%, mientras quelas centrales hidráulicas presentan un incremento del9,3%. Esto, en términos de participación en la produc-ción total de energía por tipo de fuente, se traduce enuna disminución de la producción térmica de un 6% en1999 a 4% en el año 2000.

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SICN - MW

EMPRESA I SEMESTRE 1999 I SEMESTRE 2000


Electroperú (1) 780 0 780 842 21 862Edegel 520 260 780 586 262 848Egenor 225 172 397 340 190 530Etevensa 0 563 563 0 549 549Eepsa 0 130 130 0 129 129Electroandes 165 0 165 174 0 174Cahua (2) 81 9 90 86 25 110Aguaytía 0 155 155 0 157 157Shougesa 0 55 55 0 64 64

TOTAL 1 771 1 343 3 113 2 027 1 395 3 422

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

En la estadística de evolución de la capacidad efectiva de las centrales eléctricas se observa un incremento de lacapacidad efectiva del sistema en 9,9%. Etevensa y Eepsa muestran un decremento debido al reajuste en la mediciónde la capacidad efectiva.



INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDADEFECTIVA DEL SICN

EMPRESA I SEMESTRE 2000 VS I SEMESTRE 1999


Electroperú 7,9% 0,0% 10,5%Edegel 12,6% 0,8% 8,7%Egenor 51,1% 10,4% 33,5%Etevensa 0,0% -2,4% -2,4%Eepsa 0,0% -0,4% -0,4%Electroandes 5,4% 0,0% 5,4%Cahua 6,1% 175,3% 22,9%Aguaytía 0,0% 1,1% 1,1%Shougesa 0,0% 16,5% 16,5%

TOTAL 14,5% 3,9% 9,9%

Al primer semestre, la capacidad efec-tiva del sistema, por tipo de central, mues-tra un decremento en la participacióntérmica de 43% en 1999 a 41% en el año2000.



SISTEMA INTERCONECTADO SUR (SIS)

La producción de energía eléctrica durante el primer semestre del año 2000, según el COES-SUR fue1 527 GW.h, lo que representa un incremento de 11,3% con respecto a la producción correspondiente al mismoperiodo de 1999 (1 372 GW.h).

Las centrales térmicas de Egemsa y Egasa han registrado disminución en su producción.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SIS - GW.h



Egemsa 3 41 44 3 1 5

Egasa 497 195 692 505 64 569

Enersur 0 535 535 15 555 570Egesur 40 60 100 63 61 124

San Gabán 0 0 0 251 9 260

TOTAL 540 832 1 372 838 690 1 527



El ingreso a operación comercial de la C.H. San Gabán ha permitido el incremento de la producción hidráulica delsistema. Durante el primer semestre del año 2000, la generación hidráulica ha mostrado un incremento de 55,2% ymientras que la generación térmica disminuyó en 17,1%.

EMPRESA I SEMESTRE 2000 Vs I SEMESTRE 1999


Egemsa 17,9% -96,7% -89,6%Egasa 1,6% -67,2% -17,8%Enersur 0,0% 3,6% 6,4%Egesur 59,0% 0,5% 23,8%

TOTAL ( * ) 55,2% -17,1% 11,3%

INCREMENTO/DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SIS

(*) Incluye San Gabán



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

Por otro lado, la Oferta térmica también ha registrado un incremento de 27,2% con el ingreso a operación comercialdel Turbo Gas de Mollendo (74,8 MW).

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SIS - MW



Egemsa 1 40 41 1 23 23Egasa 165 80 245 170 151 321Enersur 0 207 207 0 218 218Egesur 35 22 57 35 28 63San Gabán 0 0 0 110 24 134

TOTAL 200 349 549 315 444 759

Al primer semestre del año 2000, lacapacidad efectiva por tipo de central,muestra un decremento de la partici-pación térmica de 63% en 1999 a 58%en el año 2000.

EMPRESA I SEMESTRE 2000 Vs I SEMESTRE 1999


Egemsa 0,0% -43,4% -42,8%Egasa 2,8% 89,0% 31,0%Enersur 0,0% 5,2% 5,2%Egesur 0,0% 28,9% 11,1%

TOTAL ( * ) 57,2% 27,2% 38,1%

INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDADEFECTIVA DEL SIS

(*) Incluye a San Gabán



La comparación entre precios libres y regulados está prevista en el artículo 53° de la Ley de ConcesionesEléctricas y representa un mecanismo de protección a las inversiones para disminuir el riesgo en la fluctuacióndel precio regulado. Este artículo de la Ley establece que dicho precio no podrá diferir en más de 10% del nivelde precios libres.

Con fecha 18 de setiembre del presente año, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicó el DecretoSupremo N° 017-2000-EM en el que se aprueban el Reglamento para la Comercialización de Electricidad en unRégimen de Libertad de Precios y se modifica el Reglamento de la Ley para perfeccionar del Procedimiento deComparación entre el Mercado Libre y el Mercado Regulado.

El nuevo Reglamento de Comercialización a los Clientes Libres no establece límites a los precios que sepueden pactar entre Suministrador y Cliente, por el contrario busca fomentar la competencia y transparencia ydefinir el accionar de la CTE al momento de determinar el precio medio del mercado libre para efectos de lacomparación con el mercado regulado. La norma pretende dar mayor transparencia al momento de definir elprecio del mercado libre ya que éste influye en el precio del mercado regulado.

Para la regulación tarifaria de noviembre se ha aplicado el nuevo procedimiento de comparación de preciosestipulado en el artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones.

Los siguientes gráficos, muestran la evolución de la comparación de Precios.

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



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

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

Precio Teórico 7,970 7,865 10,496 11,036 13,100 11,834 12,421 12,468 14,573 13,994 14,757

Precio Libre 9,223 9,101 11,272 12,333 14,622

Comparación(Teórico/Libre) 0,864 0,864 0,931 0,895 1,009

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

Variación (Plibre/Pteo - 1) 15,7 15,7% 7,4% 11,8% -0,9%

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

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

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

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

Prec

ios

Econ

ómic

amen

teA

dapt

ados

Prec

ios

Libr

es

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

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

Precio Libre 9,757 9,887 9,134 9,136 10,065 11,556 10,162 10,508 10,856 11,348 11,902 14,041 14,622

Precio Teórico 9,727 10,454 9,861 9,382 9,565 10,583 10,118 9,655 9,710 10,411 12,932 13,017 14,757

Comparación(Teo/Lib) 0,997 1,057 1,080 1,027 0,950 0,916 0,996 0,919 0,894 0,917 1,086 0,927 1,009

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

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

Vigencia deD.S. 021-97-EM

D.S. 017-2000-EM



PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DEDISTRIBUCIÓN

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

EVOLUCIÓN ANUAL DE LAS PÉRDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓNPeriodo 1999 - 2000*


PANORAMA DEL SECTORELÉCTRICO

Durante el primer semestre del pre-sente año la producción acumulada deenergía creció en 5,3% respecto a si-milar periodo del año anterior, alcanzan-do los 9 915 GW.h, explicada principal-mente por un crecimiento del PBI de6% durante el período de análisis.

Cabe resaltar que durante este perío-do se experimentó un considerable in-cremento del precio del petróleo. En elprimer semestre del año pasado el pre-cio se ubicó en US$ 12 por barril, muypor debajo de lo normal debido princi-palmente a la caída de la demandamundial de petróleo. No obstante, ensimilar periodo de este año se registróun incremento de alrededor de 92%,ubicándose en US$ 23 por barril, algopor encima de su precio de largo pla-zo. Este incremento del precio de pe-tróleo afectó al sector, y se tradujo enun reajuste de las tarifas en barra, lo quellevó a un mayor incremento de los in-gresos de las empresas, especialmentede las generadoras.

Asimismo, a pesar de la difícil coyun-tura política se otorgó el 20 de octubrela concesión de transporte y distribucióndel Gas de Camisea al consorcio lideradopor la empresa argentina Techint. Deigual forma, buscando incentivar la in-versión privada en este sector, a finesde agosto se anunció la licitación inter-nacional para la construcción de las lí-neas de transmisión entre lassubestaciones de Oroya y Vizcarra, yentre Aguaytía � Pucallpa. Esta conce-sión tendría un plazo de 32 años, inclu-yendo el periodo de construcción.

BALANCE GENERALAl 30 de junio del año 2000, los re-

sultados financieros muestran una dis-minución de 6,7% en el activo respectoa similar periodo del año anterior,pasando de S/. 26 492 millones aS/. 23 974 millones. Dichos activos es-tán constituidos en 83% por inversiónen activos fijos, concentrándose el 64%en las empresas generadoras, el 29% enlas empresas distribuidoras y el restante7% en las empresas transmisoras.

Respecto al pasivo y al patrimonioneto, en su mayoría, las empresas cuen-tan con un bajo nivel de financiamientoexterno, el cual alcanza la cifra deS/. 7 913 millones, que equivalen al 33%del total del pasivo y patrimonio neto.El pasivo se concentra en el largo plazo(éste representa el 70% del total del

Situación Económica y Financiera de las Empresasde Electricidad al 30/06/2000

pasivo) con S/. 5 553 millones, el cualdisminuyó en 7,5% con respecto alprimer semestre 1999. Asimismo, elpatrimonio neto disminuyó en 6,9%respecto a junio del año anterior, debidoprincipalmente a las empresas ge-neradoras, que registraron una contrac-ción del patrimonio neto de 12,1%, ya las transmisoras, cuyo patrimonio netovarió � 5,1% con respecto a junio de1999.

Con respecto a las actividades, lasempresas generadoras concentran elmayor nivel de activos totales de lasempresas del sector eléctrico conS/. 15 268 millones, a pesar que seregistró una reducción de 11,1% deltotal de activos de estas empresas con

respecto al primer semestre del añoanterior. De otro lado, las empresasdistribuidoras alcanzaron los S/. 6 871millones de activos totales, registrandoun incremento de 3,2%, mientras quelas empresas transmisoras tienen un ni-vel de activos de S/. 1 834 millones,que representa una disminución 0,9%respecto a junio de 1999.

Además, se observa un leve incre-mento en el pasivo de las empresasdistribuidoras, que registran un creci-miento de 1,3%, mientras que en lasempresas generadoras se aprecia unareducción de los pasivos de 9,6%, quealcanzan los S/. 5 855,2. Por su parte,las empresas transmisoras incrementarsu nivel de pasivo en 29,7%.

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAL 30 DE JUNIO DE 2000

(Cifras Ajustadas)(En Millones de Nuevos Soles)

Generación Transmisión Distribución TOTAL

ACTIVOActivo Corriente 1 840 383 920 3 143Activo no Corriente 13 428 1 450 5 952 20 830 Activo Fijo 12 754 1 383 5 800 19 937 Otros Activos no Corrientes 674 68 152 893

TOTAL ACTIVO 15 268 1 834 6 872 23 973

PASIVO Y PATRIMONIOPasivo 5 855 288 1 770 7 913 Pasivo Corriente 1 525 42 793 2 360 Pasivo no Corriente 4 330 245 977 5 553Patrimonio Neto 9 413 1 546 5 101 16 060

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 268 1 834 6 872 23 973

ACTIVO FIJO



Activo Activo Total Pasivo Pasivo Total PatrimonioEmpresa Corriente No Corriente Activo Corriente No Corriente Pasivo Neto

Aguaytía 16 456 546 139 562 595 17 134 467 202 484 337 78 258Cahua 23 791 225 075 248 866 3 751 6 724 10 475 238 391Chavimochic 614 86 333 86 946 0 0 0 86 946CNP Energía 8 046 104 720 112 766 17 346 28 427 45 773 66 993Edegel 145 487 4 005 081 4 150 568 439 394 778 105 1 217 500 2 933 069Electroandes 42 736 12 180 54 916 21 753 2 690 24 444 30 472Eepsa 133 586 173 981 307 567 30 112 69 742 99 854 207 713Egasa 104 592 838 091 942 683 30 229 59 370 89 599 853 084Egemsa 155 628 313 931 469 558 15 972 1 805 17 777 451 782Egenor 219 782 1 244 373 1 464 155 45 984 233 549 279 533 1 184 622Egesur 21 703 190 516 212 219 11 391 44 11 435 200 783Electroperu 418 134 3 644 154 4 062 289 185 326 1 863 253 2 048 579 2 013 710Enersur 197 994 694 279 892 273 542 147 34 403 576 550 315 723Etevensa 69 893 594 440 664 334 49 368 218 256 267 624 396 710Pariac 1 986 9 335 11 321 1 024 7 740 8 764 2 557San Gabán 218 165 647 036 865 201 97 279 498 625 595 904 269 297Shougesa 49 100 48 306 97 406 10 615 15 703 26 317 71 089Sinersa 12 449 49 926 62 375 6 010 44 703 50 713 11 662

Generación 1 840 142 13 427 897 15 268 038 1 524 835 4 330 343 5 855 177 9 412 861

Etecen 300 300 1 176 201 1 476 501 40 043 226 043 266 086 1 210 415Etes ur 82 965 274 182 357 148 2 020 19 403 21 423 335 725

Transmisión 383 265 1 450 384 1 833 649 42 063 245 446 287 508 1 546 140

Coelvisa 4 453 5 671 10 124 4 335 1 471 5 805 4 319Edecañete 5 546 29 244 34 790 2 207 3 410 5 617 29 173Edelnor 277 385 1 790 929 2 068 314 275 058 486 668 761 727 1 306 587Electrocentro 45 520 517 596 563 116 24 030 8 667 32 697 530 420Electronorte 34 200 164 734 198 934 38 838 5 848 44 686 154 248Hidrandina 57 865 577 808 635 674 54 557 29 098 83 656 552 018Electronoroeste 34 706 296 213 330 919 57 929 31 942 89 871 241 048Electro Oriente 46 861 332 030 378 891 10 879 34 332 45 212 333 679Electro Puno 11 254 206 845 218 099 12 628 87 12 715 205 383Electrosur 12 553 106 593 119 145 6 527 3 986 10 514 108 632Electro Sur Este 30 144 289 964 320 107 9 965 8 394 18 359 301 748Electro Sur Medio 45 596 155 512 201 109 10 402 21 861 32 263 168 845Electro Ucayali 9 395 112 788 122 183 1 370 18 1 389 120 794Emsemsa 1 238 137 1 376 1 056 1 1 057 318Luz del Sur 248 581 1 127 471 1 376 052 254 177 297 642 551 819 824 233Seal 54 618 238 079 292 697 29 154 43 876 73 029 219 668Sersa 120 132 253 18 1 18 234

Distribución 920 034 5 951 748 6 871 782 793 130 977 304 1 770 434 5 101 34

SICN 2 197 449 16 585 563 18 783 012 1 590 448 4 848 749 6 439 197 12 343 816SISUR 889 616 3 799 515 4 689 130 757 312 669 993 1 427 305 3 261 826Sistemas Aislados 56 376 444 950 501 327 12 267 34 351 46 619 454 708

TOTAL 3 143 441 20 830 028 23 973 469 2 360 027 5 553 092 7 913 120 16 060 350

RESUMEN DEL BALANCE GENERALAL 30 DE JUNIO DE 2000

(Cifras Ajustadas)(En Miles de Nuevos Soles)

ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASLos ingresos totales alcanzaron los S/. 3 231 millones para el

primer semestre del año 2000. Los gastos de las empresas ascendie-ron a S/. 2 334 millones, lo que representó un incremento de6,7%. Esto trajo como consecuencia que la utilidad operativa seaS/. 896,8 millones y que la utilidad neta alcance la cifra de S/. 655,2millones.

RATIOS FINANCIEROSEn función a los estados financieros de las empresas al 30 de

junio de 2000, se han preparado varios ratios agrupados segúncriterios de liquidez, solvencia, gestión y rentabilidad. Cabe indi-car que los ratios para los totales consolidados por actividad fue-ron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresasque pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjuntocreado en cada caso funciona como una empresa. //////


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR ACTIVIDAD

INGRESOS

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAL 30 DE JUNIO DE 2000

(Cifras Ajustadas)(En Millones de Nuevos Soles)

Generación Transmisión Distribución TOTAL

Ingresos 1 495,3 129,9 1 605,5 3 230,6Gastos 888,5 72,0 1 373,4 2 333,9 Combustibles y Lubricantes 152,9 0,0 32,4 185,4 Compra de energía 286,6 0,0 901,5 1 188,1 Cargas de personal 62,7 11,0 88,3 162,1 Servicios de terceros 133,5 9,4 132,1 275,0 Provisiones del ejercicio 197,9 42,5 151,8 392,1 Otros Gastos 54,8 9,2 67,2 131,2Utilidad (Pérdida) de Operación 606,8 57,8 232,1 896,8Ingresos (Gastos) no Operativos (172,5) (9,5) (59,5) (241,6)Utilidad (Pérdida) Neta 434,3 48,3 172,6 655,2

Generación Interna de Recursos 804,7 100,3 383,8 1 288,9

GENERACIÓN INTERNA DE RECURSOS(Porcentaje del Total de Ingresos)

UTILIDAD DE OPERACIÓN(Porcentaje del Total de Ingresos)

GASTOS


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAL 30 DE JUNIO DE 2000

(Cifras Ajustadas)(En Miles de Nuevos Soles)

Utilidad Generación UtilidadEmpresa Ingresos Gastos (Pérdida) Interna de (Pérdida)

de Operación Recursos Neta

Aguaytía 42 715 9 804 32 912 33 013 27Cahua 20 412 10 195 10 216 12 184 6 356Chavimochic 1 346 2 079 (733) 562 (1 058)CNP Energía 19 258 7 061 12 197 14 347 8 500Edegel 241 146 82 405 158 741 200 982 113 076Electroandes 88 093 68 768 19 325 19 452 15 756Eepsa 53 159 69 684 (16 525) (11 875) 4 044Egasa 99 262 45 365 53 897 72 639 38 352Egemsa 21 797 32 241 (10 444) (6 933) (15 759)Egenor 107 372 70 052 37 319 72 740 (28 181)Egesur 23 379 16 956 6 424 9 518 4 939Electroperu 451 350 256 763 194 586 250 548 241 137Enersur 183 161 147 927 35 234 42 620 29 288Etevensa 58 423 32 783 25 640 42 236 10 012Pariac 1 796 404 1 392 1 530 1 135San Gabán 45 843 17 253 28 590 29 379 (8 756)Shougesa 31 594 16 334 15 260 17 934 14 467Sinersa 5 206 2 395 2 811 3 862 1 006

Generación 1 495 312 888 469 606 842 804 737 434 341

Etecen 114 543 58 983 55 560 90 240 43 347Etesur 15 335 13 061 2 274 10 084 4 943

Transmisión 129 877 72 044 57 833 100 325 48 290

Coelvisa 2 110 2 184 (74) 48 257Edecañete 8 760 8 568 191 1 361 308Edelnor 491 102 409 963 81 139 132 073 52 628Electrocentro 68 074 62 320 5 754 14 473 5 208Electronorte 43 755 41 977 1 778 6 088 153Hidrandina 115 744 107 155 8 589 21 706 12 089Electronoroeste 54 912 52 653 2 260 7 992 (56)Electro Oriente 42 588 41 059 1 529 9 200 (2 323)Electro Puno 20 115 21 734 (1 619) 1 310 (1 332)Electrosur 26 208 22 822 3 387 6 856 2 155Electro Sur Este 38 005 38 487 (482) 6 281 (231)Electro Sur Medio 50 844 46 597 4 247 10 038 6 529Electro Ucayali 17 967 16 479 1 488 3 645 1 563Emsemsa 858 784 73 79 (13)Luz del Sur 528 371 408 496 119 875 152 215 94 179Seal 95 273 91 380 3 893 10 407 1 407Sersa 772 720 52 71 50

Distribución 1 605 458 1 373 377 232 081 383 843 172 571

SICN 2 600 942 1 828 408 772 534 1 093 827 600 907SISUR 568 379 447 225 121 153 182 161 55 007Sistemas Aislados 61 327 58 258 3 069 12 916 (711)TOTAL 3 230 647 2 333 891 896 756 1 288 904 655 202


RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS

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

(%) (%) Cobranza (%)

Aguaytía 0,96 6,19 42,18 6,38 25 21,82Cahua 6,34 0,04 5,11 5,45 97 11,15Chavimochic (*) 0,00 0,65 0,65 70 51,46CNP Energía 0,46 0,68 21,42 16,36 31 14,18Edegel 0,33 0,42 6,85 5,49 36 8,51Electroandes 1,96 0,80 63,84 159,70 32 65,90Eepsa 4,44 0,48 (5,72) (6,85) 71 8,35Egasa 3,46 0,11 8,51 8,70 38 6,56Egemsa 9,74 0,04 (1,53) (2,99) 43 12,07Egenor 4,78 0,24 6,14 5,86 39 17,30Egesur 1,91 0,06 4,74 5,00 43 13,37Electroperu 2,26 1,02 12,44 6,97 29 5,65Enersur 0,37 1,83 13,50 6,17 41 14,65Etevensa 1,42 0,67 10,65 7,12 46 6,67Pariac 1,94 3,43 59,85 16,44 54 10,75San Gabán 2,24 2,21 10,91 5,82 99 18,75Shougesa 4,63 0,37 25,23 37,13 258 5,19Sinersa 2,07 4,35 33,12 7,74 29 13,49

Generación 1,21 0,62 8,55 6,31 42 13,12

Etecen 7,50 0,22 7,46 8,10 34 14,27Etesur 41,07 0,06 3,00 3,74 123 26,38

Transimisión 9,11 0,19 6,49 7,25 43 15,70

Coelvisa 1,03 1,34 1,12 0,86 111 29,74Edecañete 2,51 0,19 4,67 4,67 88 17,68Edelnor 1,01 0,58 10,11 7,55 67 9,96Electrocentro 1,89 0,06 2,73 2,81 58 19,97Electronorte 0,88 0,29 3,95 3,76 101 23,84Hidrandina 1,06 0,15 3,93 3,96 51 16,77Electronoroeste 0,60 0,37 3,32 2,77 80 21,93Electro Oriente 4,31 0,14 2,76 2,78 50 26,54Electro Puno 0,89 0,06 0,64 0,64 50 16,23Electrosur 1,92 0,10 6,31 7,01 40 11,21Electro Sur Este 3,03 0,06 2,08 2,19 46 23,10Electro Sur Medio 4,38 0,19 5,95 6,46 126 11,60Electro Ucayali 6,86 0,01 3,02 3,32 53 18,12Emsemsa 1,17 3,32 24,72 100,20 273 19,52Luz del Sur 0,98 0,67 18,47 14,08 51 13,08Seal 1,87 0,33 4,74 4,44 55 9,51Sersa 6,83 0,08 30,43 317,04 12 13,12

Distribución 1,16 0,35 7,52 6,62 61 13,73

SICN 1,38 0,52 8,86 6,86 52 13,33SISUR 1,17 0,44 5,58 5,14 48 13,33Sistemas Aislados 4,60 0,10 2,84 2,93 50 23,90

TOTAL 1,33 0,49 8,03 6,46 52 13,53

(*) No registra pasivos corrientes


Noticias CTE

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

COMITÉ Jorge Cárdenas Bustíos [email protected] EDITORIAL: Edwin Quintanilla Acosta [email protected]

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

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

MONTOS MÁXIMOS DE CONEXIÓN ALA RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Mediante Resolución N° 016-2000 P/CTE la Co-misión de Tarifas de Energía (CTE) estableció losmontos máximos de conexión a la red de distribu-ción eléctrica, en virtud a lo dispuesto en el Decre-to Supremo N° 017-2000-EM.

El mencionado decreto modifica el artículo 22°del Reglamento de la Ley de Concesiones y esta-blece que la CTE deberá fijar, revisar y modificarlos montos que deberán pagar los usuarios del ser-vicio público de electricidad por el costo de aco-metida, equipo de medición y protección y su res-pectiva caja y el monto mensual que cubre su man-tenimiento y permite su reposición en un plazo de30 años.

NUEVA PÁGINA WEB DE LA CTECon el objetivo de brindar mayor información

a los agentes del sector de energía y público engeneral, la CTE ha renovado su página web(http://www.cte.org.pe). Asimismo, se ha incluidoherramientas de búsqueda y menús de navegacióncon la finalidad de facilitar a los usuarios encontrary obtener la información requerida en forma rápi-da y eficiente.

Además de la información de tarifas y resolucio-nes actualizada permanentemente, la página webincluye:� Leyes y reglamentos del sector energía.� Artículos técnicos relativos a la regulación de las

tarifas.� Información de los modelos matemáticos de cál-

culo de los costos marginales de generación eléc-trica.

� Información de los parámetros de cálculo delas tarifas de generación, transmisión y distribu-ción aplicables a los usuarios del servicio públi-co de electricidad.

� Pliegos tarifarios de gas natural aplicable a la con-cesión de gas natural de Lima y Callao, y Talara.

� Información sobre estudios, servicios y aseso-rías convocados por la CTE.

� Enlaces a otras páginas web (nacionales e inter-nacionales) de organismos reguladores, norma-tivos, empresas del sector energía y otras fuen-tes de información.

CÁLCULO DEL VNR DE LAS EMPRESAS DEDISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

La CTE inició el proceso de cálculo del VNR correspon-diente a la Regulación Tarifaria de Distribución 2001-2005,para lo cual solicitó a las empresas de distribución la in-formación de metrados y costos de las instalaciones dedistribución al 30 de junio de 2000.

Con dicha finalidad las empresas han presentado suinformación de costos y metrados. A la fecha la CTE seencuentra en proceso de revisión de la información remi-tida mediante visitas de inspección a las instalaciones dedistribución de las empresas concesionarias.

ÚLTIMAS PUBLICACIONESLas últimas publicaciones emitidas por la CTE son: “Anua-

rio Estadístico 1999”, “El Informativo” de setiembre 2000 yel “CTE Informa” de noviembre 2000.

Estas publicaciones, así como las ediciones anteriores, sedistribuyen gratuitamente y están disponibles en la páginaweb de la CTE (http://www.cte.org.pe).

Editorial - osinerg.gob.pe · De acuerdo con estas estadísticas, el valor asignado al TIF fue de...

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