OCTUBRE 2003 Año 7 / N 4 EDITA: OSINERG - GART. Editorial

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1 OCTUBRE 2003 Año 7 / N 4 EDITA: OSINERG - GART Editorial Los modelos de regulación que se utilizan en la industria eléctrica tienen entre sus objetivos lograr que las ganancias en eficiencia de las empresas sean debidamente compartidas o trasladadas a los consumidores. En el caso de la generación eléctrica, actividad de la industria que es considerada como potencialmente competitiva, las ganancias producto de esta competencia deberían darse con mayor razón. Para que los mercados funcionen adecuadamente se requiere de información clara y oportuna que permita reducir los costos de transacción y dinamizar el desarrollo de la competencia. Por ello, es de interés contar con sistemas que permitan recolectar información y ponerla a disposición de los agentes a través de diversos medios como el Internet. En la Ley de Concesiones Eléctricas, que regula el sector eléctrico peruano, se prevé la utilización de la información del mercado libre, correspondiente al segmento competitivo de la industria (generación), en la fijación de tarifas del segmento regulado. Con esto se busca promover el traslado de las ganancias en eficiencia conseguidas por el mercado competitivo al segmento regulado de la industria. Editorial 1 Sistema de Información de Clientes Libres 2 - Información del Mercado Libre 2 - Sistema de Información de Clientes Libres 3 - Aplicativo WEB del Cálculo de Compensaciones 3 Resoluciones Tarifarias 7 Evolución de las Tarifas de Electricidad 9 - Tarifas en Barra 9 - Tarifas Aplicables a los Clientes Finales 10 - Tarifas Residenciales e Inflación 10 Información Estadística del Sector Eléctrico 11 - Mercado Eléctrico 11 - Producción de Electricidad 14 - Evolución de la Cobertura de la - Máxima Demanda 17 - Pérdidas de Energía en los Sistemas - Eléctricos de Distribución 18 Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 30/06/ Balance General 19 - Estado de Ganancias y Pérdidas 21 - Ratios Financieros 23 Noticias 24 En su función regulatoria, el OSINERG utiliza la información del mercado libre para realizar la comparación de precios en el proceso de fijación de Tarifas en Barra. En este sentido el OSINERG, comprometido en el proceso de mejora continua, ha prepublicado la norma que establece los Formularios, Plazos y Medios para el Suministro de la Información sobre Clientes Libres Requerida por el OSINERG con el objetivo de recibir aportes en la emisión final de la norma. La publicación de la norma aprobada se efectuará luego de haber recibido los aportes y comentarios de los interesados. La referida norma contiene principalmente los requerimientos de información necesarios para realizar la comparación de precios del mercado libre y del mercado regulado. Para este efecto, OSINERG ha desarrollado un nuevo sistema, el cual se explica y detalla en el artículo técnico que se presenta en esta edición de El Informativo. La calidad, versatilidad y flexibilidad del referido sistema permitirá soportar la información que el mercado libre requiere para el fomento de la competencia, así como también contribuirá a generar las señales de eficiencia utilizadas en la fijación de tarifas en barra aplicadas al mercado regulado. Finalmente, como es de costumbre se presenta la evolución de las tarifas, las estadísticas comerciales y de producción y los resultados económico-financieros del sector eléctrico. Asimismo, se incluye una relación con las resoluciones de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria y las noticias más importantes referentes a la regulación, así como las últimas publicaciones de esta gerencia.

2 Sistema de Información de Clientes Libres El mercado de electricidad en el Perú considera la existencia de dos segmentos: el mercado regulado y el mercado no regulado (mercado libre). El marco regulatorio vigente establece que el mercado libre está constituido por los suministros que pueden realizarse en condiciones de competencia, cuya demanda de potencia sea mayor o igual a 1000 kw o exceda al de la demanda máxima de la zona de concesión de distribución. El OSINERG fija los Precios en Barra para el mercado regulado en diferentes subestaciones o barras, las que conforman las Barras de Referencia de Generación, en mayo y noviembre de cada año. Forma parte del procedimiento de fijación tarifaria efectuar una comparación de los precios teóricos de energía y potencia con sus similares que resulten del mercado de clientes libres. De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, si el precio a fijar (precio teórico) difiere en más de del precio del mercado libre, deberá producirse un ajuste del mismo hasta quedar dentro de este rango. Por ello, el comportamiento de precios en el mercado libre tiene una particular importancia debido a que, en la medida que este mercado sea competitivo y actúe en condiciones de competencia, se logrará tener un adecuado precio de referencia para el segmento de clientes regulados. Información del Mercado Libre A la fecha, se encuentran vigentes los "Formularios, Plazos y Medios para el Suministro de la Información sobre Clientes Libres Requerida por la CTE" establecidos mediante la Resolución de la Comisión de Tarifas Eléctricas (hoy OSINERG) N 017- P/CTE, diseñados en hojas de cálculo. A través de éstas, las empresas concesionarias que cuentan con mercado libre reportan los precios, la facturación, consumos, contratos, diagramas unifilares y mediciones de dicho segmento del mercado eléctrico. Con la finalidad de efectuar una eficaz gestión de esta información e incorporar los cambios ocurridos en la normatividad con relación a los clientes libres, referentes a la separación de precios en sus componentes de generación, transmisión y distribución, el OSINERG, a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), ha propuesto al sector eléctrico una automatización para la gestión de la referida información. Para este fin se ha publicado un proyecto de norma, en el cual se ha incluido una modificación al mecanismo de reporte de información, de formularios en hojas de cálculo a tablas de bases de datos, con el objeto de uniformizar y sistematizar la información de clientes libres y disminuir los inconvenientes que generan los formularios actualmente vigentes. 2 El Informativo

3 Como complemento de este cambio, se ha desarrollado el Sistema de Información de Clientes Libres (SICLI), sistema que permite disminuir los tiempos de procesamiento de información, tiempos que resultan valiosos debido a los plazos tan ajustados que se manejan en los actuales procesos de fijación de tarifas eléctricas. Sistema de Información de Clientes Libres El Sistema de información de Clientes Libres, desarrollado por el OSINERG, posee dos componentes, el primer componente orientado a generar reportes de información del mercado libre y realizar los procesos de cálculo de compensaciones y comparación de precios a que se refiere la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. El segundo componente permitirá a las empresas eléctricas realizar el reporte de información de manera automatizada y en los formularios definidos por la GART. El Sistema de Información de Clientes Libres, posee tres módulos principales: el módulo de carga masiva, el módulo de estadísticas y el módulo de cálculos. Sistema de Información de Clientes Libres (SICLI) Reporte de Información (Tablas DBF) Base de Datos del SICLI Módulo de Reportes Estadísticos Por Empresa Concesionaria de Electricidad Por Nivel de Tensión de Conexión del Suministro de Electricidad SICLI Módulo "Empresas" - Información General - Diagrama Unifilar para el Suministro - Información de Contratos - Datos de Carga - Compra en Bloque para el Mercado Libre - Venta en Bloque para el Mercado Libre - Venta al Cliente Libre Por Actividad del Cliente Libre Proceso de Comparación Módulo de Carga Masiva SICLI Módulo "Osinerg- GART" Módulo de Cálculo Compensación del Sistema Secundario detransmisión y Distribución El Informativo 3

4 El módulo de carga masiva de información: orientado a cargar la información de clientes libres reportada por las empresas de manera automatizada, generando reportes de inventarios respecto a la cantidad y estado de la información ingresada, con el objeto de hacer un adecuado seguimiento en tiempos muy breves. El módulo de cálculo: agrupa todo el proceso de cálculo de compensaciones por transmisión secundaria y distribución, así como el cálculo de la comparación de precios medios teóricos y precios medios libres a nivel de barra de referencia de generación. 4 El Informativo

5 El módulo de estadísticas: módulo a través del cual se genera toda la información del mercado libre en forma de reportes, clasificando la información en niveles de tensión, por empresa eléctrica o por actividad económica de los clientes. Así mismo brinda reportes de información detallada por cada cliente libre. Los resultados y estadísticas obtenidos del Sistema de Información serán consignados en la página WEB del OSINERG, en forma continua y oportuna para conocimiento de los interesados. Aplicativo WEB del Cálculo de Compensaciones Forma parte del sistema de información de clientes libres, el aplicativo que permite a los clientes libres, calcular sus compensaciones por concepto de transmisión secundaria y distribución. Asimismo, permite comparar las facturaciones ya sea a nivel de barra de referencia de generación o en la barra de suministro del cliente. El aplicativo se encuentra consignado en la siguiente dirección: El Informativo 5

6 De aprobarse el proyecto de Norma, se dará un paso relevante a la generación de transparencia en los procesos de contratación de energía, brindando información a los clientes libres de los precios regulados que se manejan en las barra de referencia de generación y en sus barras de suministro, así como de las compensaciones reguladas por transmisión secundaria y distribución. Esta información le permite al cliente libre conocer las principales variables involucradas en su proceso de negociación para la contratación de energía. 6 El Informativo

7 Resoluciones Tarifarias Resoluciones de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG - Año 2003 Resolución Fecha de Fecha de Expedición Publicación Asunto o Materia Regulada OS/CD 10/01/ /01/ OS/CD 29/01/ /01/ OS/CD 29/01/ /02/ OS/CD 14/02/ /02/ OS/CD 14/02/ /02/ OS/CD 14/01/ /02/ OS/CD 17/03/ /03/ OS/CD 17/03/ /03/ OS/CD 17/03/ /03/ OS/CD 02/04/ /04/ OS/CD 02/04/ /04/ OS/CD 02/04/ /04/ OS/CD 02/04/ /04/ OS/CD 14/04/ /04/ OS/CD 28/04/ /04/ OS/CD 28/04/ /04/ OS/CD 28/04/ /04/ OS/CD 28/04/ /04/ OS/CD 05/05/ /05/ OS/CD 05/05/ /05/ OS/CD 23/05/ /05/ OS/CD 23/05/ /06/2003 Aprueba la Norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados" y su publicación en el diario oficial El Peruano Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo Febrero 2003 Abril 2003 Desestima el pedido de suspensión y declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa EGESUR contra las Resoluciones OSINERG N OS/CD y OSINERG N OS/CD Desestima el pedido de suspensión del Artículo 4 de la Resolución OSINERG N OS/CD formulado por el COES Fija fecha máxima para presentar propuestas tarifarias de concesionarios de transporte de gas natural por ductos de Camisea a Lima y de distribución de gas natural por red de ductos en Lima y Callao Precisa fecha de vigencia de la Resolución N 004- P/CTE Dispone la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas en Barra Aprueba el Procedimiento para la Publicación de los Precios de Referencia de los Combustibles Derivados del Petróleo Aprueba la publicación en el Diario Oficial El Peruano del Proyecto de Norma "Procedimiento de cálculo de Tarifas de Transporte y Distribución de gas natural por ductos para el caso de la Red Principal de Camisea Fija compensación que deberá pagar la Empresa LUZ DEL SUR a la Empresa EDEGEL por el uso de sus instalaciones Declara infundado recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa EDEGEL contra la Resolución OSINERG N OS/CD Modifica la fecha de vigencia de la Resolución N 004- P/CTE Fija las Tarifas en Barra (Tarifas de Generación y Transmisión Principal) y sus respectivas fórmulas de actualización aplicables al periodo Mayo 2003 Octubre 2003 Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo Mayo 2003 Julio 2003 Aprueba los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) aplicables para el cálculo del cargo de energía de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B y BT6 correspondiente al periodo Mayo 2003 Abril 2004 Fija los Factores de Ponderación de los Valores Agregados de Distribución de diversas empresas de distribución eléctrica correspondiente al periodo Mayo 2003 Abril 2004 Aprueba los Factores de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) de las empresas de distribución eléctrica aplicables a VADMT y VADBT correspondiente al periodo Mayo 2003 Abril 2004 Aprueba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas de Transporte de Gas Natural por Ductos Aprueba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callao Suspende en vía de regularización las Resoluciones OSINERG N OS/CD y N OS/CD referido al peaje por transmisión secundaria aplicable a la Empresa Minera YAULIYACU. para el sistema Pasco Oeste de la empresa ELECTRO ANDES Establece plazo para que la Empresa ISA PERÚ presente información requerida para la aplicación del procedimiento de liquidación El Informativo 7

8 Resolución Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada OS/CD 23/05/ /06/ OS/CD 23/05/ /06/ OS/CD 23/05/ /06/ OS/CD 06/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 17/06/ /06/ OS/CD 25/06/ /06/ OS/CD 25/06/ /06/ OS/CD 11/07/ /07/ OS/CD 11/07/ /07/ OS/CD 11/07/ /07/ OS/CD 11/07/ /07/ OS/CD 18/07/ /07/ OS/CD 13/08/ /08/ OS/CD 13/08/ /08/ OS/CD 13/08/ /08/ OS/CD 18/08/ /08/2003 Aprueba la Prepublicación del Proyectos de Resolución que Fijan las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión Fija las Tarifas de Distribución de Gas natural por Red de Ductos en Alta Presión de la Concesión de Lima y Callao correspondiente a la Red Principal del Proyecto de Camisea Fija Tarifas de Transporte de Gas Natural por Ductos correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea Aprueba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por el COES contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por el SR. JHONY PERALTA CRUZ contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por el SR. JAVIER DIEZ CANSECO CISNEROS contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por el SR. CÉSAR SEGUNDO GARCÉS PUGA contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara infundado e improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa ETESELVA contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara infundado e improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa REDESUR contra la Resolución OSINERG N OS/CD Declara improcedente recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa RED DE ENERGÍA DEL PERÚ contra la Resolución OSINERG N OS/CD Modifica la Resolución OSINERG N OS/CD que fijó las Tarifas en Barra para el período Mayo Octubre 2003 Declara fundado el recurso de reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR contra la Resolución OSINERG N OS/CD Aprueba la publicación del documento Proceso de Regulación de Tarifas en Barra, correspondiente al período Mayo 2003 Octubre 2003 Aprueba las tarifas y compensaciones de sistemas secundarios de transmisión, sus fórmulas de actualización para las empresas: LUZ DEL SUR, ELECTRO ANDES, ELECTRO SUR MEDIO, SEAL, EDECAÑETE, ETESELVA y EDEGEL Aprueba las tarifas y compensaciones de sistemas secundarios de transmisión y sus fórmulas de actualización para RED DE ENERGÍA DEL PERÚ Consigna las tarifas y compensaciones, así como sus fórmulas de actualización correspondientes a la transmisión secundaria a que se refiere el Artículo 43, inciso b) de la Ley de Concesiones Eléctricas Fija la clasificación definitiva del sistema de distribución eléctrica San Balvin, perteneciente a la Empresa ELECTROCENTRO Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo Agosto 2003 Octubre 2003 Aprueba la publicación del Proyecto de Norma "Formularios, plazos y medios para el suministro de información de clientes libres requerida por el OSINERG" Apruaba la Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija compensaciones para el Sistema Secundario de Transmisión conformado por las líneas de transmisión de Pachachaca-San Juan y Pachachaca-Purunhuasi Fija el cargo de peaje secundario por transmisión equivalente en energía, correspondiente a instalaciones del SST Aguaytía - Pucallpa Fija los valores máximos del presupuesto de conexión y el cargo mensual de reposición y mantenimiento de conexión eléctrica, aplicables a los usuarios finales del servicio público de electricidad a partir del 1 de setiembre de El Informativo

9 Tarifas en Barra Evolución de las Tarifas de Electricidad En los gráficos siguientes se muestra la evolución del precio medio de electricidad (energía, potencia y total) en las barra de Lima 220 kv (Lima), Cusco 138 kv (Cusco) y Arequipa 138 kv (Arequipa). Evolución del Precio Medio Barra Lima 220 kv Evolución del Precio Medio Barra Cusco 138 kv Potencia Energía Total Evolución del Precio Medio Barra Arequipa 138 kv AREQUIPA Potencia Energía Total El Informativo 9

10 Tarifas Aplicables a los Clientes Finales En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes con consumos promedio mensuales de 15 kw.h, 65 kw.h y 125 kw.h. 20 Evolución del Precio Medio Residencial - Lima Ene-95 Abr-95 Jul-95 Oct-95 Ene-96 Abr-96 Jul-96 Oct-96 Ene-97 Abr-97 Jul-97 Oct-97 Ene-98 Abr-98 Jul-98 Oct-98 Ene-99 Abr-99 Jul-99 Oct-99 Ene-00 Abr-00 Jul-00 Oct-00 Ene-01 Abr-01 Jul-01 Oct-01 Ene-02 Abr-02 Jul-02 Oct-02 Ene-03 Abr-03 Jul-03 Tarifas Residenciales e Inflación La variación del precio medio residencial durante los años,, y fue inferior a la inflación registrada para dichos años. Durante se aprecia una variación superior a la inflación debida principalmente a los incrementos de los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica, situación que se ha revertido a partir del año. En lo que va del año (setiembre) se puede apreciar que la variación de la tarifa es menor a la inflación registrada. De esta forma, la variación acumulada de los precios medios residenciales para el periodo - setiembre 2003 es inferior a la inflación. Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles en Lima vs. Inflación y Devaluación Variación % Residencial BT5B (15 kw.h) Residencial BT5B (65 kw.h) Residencial BT5B (125 kw.h) Diesel 2 Residual 6 Inflación Devaluación (*) Setiembre (*) Acumulada -2,4% -6,1% -6,8% -6,7% 2,4% 6, 5,1% 3,4% 2,3% 2,1% -26, -32,3% 6, 15,4% 13,2% 16,2% 16,8% 104,1% 135,2% 3,7% 11,2% 2, 2,2% 2,1% 35,1% 6,3% 3,7% 1, -23, -17,1% -5, -44, -20,9% -0,1% -2,4% 5,6% 7,9% 8,4% 40,6% 50, 1, 2,4% -1,7% -6,4% -2,6% -0, -2,8% 13,7% 12,4% 68,6% -12,6% 79, 1, 24,3% -0,9% 34,9% 10 El Informativo

11 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa del segundo trimestre del año 2003 en las empresas concesionarias de electricidad. Mercado Eléctrico Evolución de las Ventas de Energía Las ventas a usuarios finales, realizadas en el segundo trimestre de 2003 por las empresas de servicio público de electricidad, fue de GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en similar periodo de los años y fue de 12,3% y 4,7% respectivamente. EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO Mercado Regulado Libre Total Ventas - II Trimestre (GW.h) GW.h Regulado Libre ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA 2003 Las ventas de energía al mercado libre en el segundo trimestre de 2003 han representado el 48% de las ventas totales, cifra superior al 47% obtenida en el y al 47% obtenida en el. L I B R E 48% 47% 47% 53% 53% 52% R E G U L A D O Baja Tensión 37% Media Tensión 29% Muy Alta Tensión Alta Tensión 9% Las ventas en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el, 9%, 29% y 37% respectivamente. El Informativo 11

12 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Las ventas de energía en los sectores industrial, residencial, comercial y alumbrado público representaron el 57%, 24%, 16% y 3%, respectivamente. Comercial 16% Residencial 24% Alumbrado 3% Industrial 57% Evolución de la Facturación por Ventas de Energía En el segundo trimestre de 2003, la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (612 millones US$) aumentó en 8,47% y 8,86% respecto a lo alcanzado en el segundo trimestre de los años y respectivamente. EVOLUCIÓN DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA 700 Facturación - II Trimestre (Millones US$) Mercado 2003 Regulado Libre Total millones US$ Regulado Libre ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA 2003 La facturación del mercado libre en el segundo trimestre de 2003 representa el 33% la facturación total. La participación de la facturación del mercado libre en el segundo trimestre de los años y fue de 33% y 32% respectivamente. L I B R E 33% 33% 32% 68% 67% 67% R E G U L A D O Baja Tensión 54% Muy Alta Tensión 17% Alta Tensión 6% Media Tensión 24% La facturación por ventas de energía en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representaron el 17%, 6%, 24% y 54%, respectivamente. 12 El Informativo

13 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 3, en el sector industrial el 43%, en el sector comercial el 18% y por el servicio de alumbrado público el 4% del total respectivamente. Alumbrado 4% Comercial 18% Industrial 43% Residencial 3 Número de Clientes El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en junio de 2003 se han atendido nuevos suministros más que en junio de y nuevos suministros más que en junio de. EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES Año 2003 Clientes Incremento respecto al período anterior - 4,2% 4, Clientes ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES Comercial 7,4% Alumbrado 0,2% Industrial 0,3% Residencial 92,1% En junio del año 2003, el 92,1% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 7,9% restante a no residenciales (alumbrado público, industrial y comercial). El sector residencial por su parte, está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kw.h (33%) y aquellos que consumen de 31 a 100 kw.h (34%), los clientes con otros rangos de consumo representan el 33% kw.h 34% kw.h 13% kw.h 13% 0-30 kw.h 33% Otros 2% kw.h 4% El Informativo 13

14 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Producción de Electricidad en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) La producción en el SEIN de energía eléctrica durante el primer semestre del año 2003, acorde con la información mensual remitida por el COES-SINAC, fue GW.h, valor que representa un incremento del 5,4 con relación a la producción reportada para el año anterior (9685 GW.h). En general las empresas con generación puramente térmica han visto disminuidas su participación PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN Comparación I Semestre Shougesa Etevensa Egesur Eepsa Cahua-CNP Termoselva Egemsa San Gabán Egasa Enersur Electro Andes Egenor Edegel Electroperú EMPRESAS PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h I Semestre I Semestre 2003 HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL Electroperú Edegel Egenor Etevensa Eepsa Electro Andes Cahua - CNP Termoselva Shougesa Egemsa Egasa Enersur Egesur San Gabán TOTAL Por tipo de fuente, se observa que tanto las centrales termoeléctricas como las hidroeléctricas, han registrado un incremento de 4,3% y 5,6%, respectivamente. En términos de participación por tipo de fuente, la producción termoeléctrica ha registrado una disminución de 1% entre los años y INCREMENTO / DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEIN I Semestre 2003 Vs I Semestre Electroperú 3,2% 156, 3,6% Edegel 13,2% 57, 13,3% Egenor 1,3% 93,6% 1, Etevensa 0, -75,2% -75,2% Eepsa 0, -31,2% -31,2% Electro Andes 7,9% 0, 7,9% Cahua 3, -33,2% 2,9% Termoselva 0, 24,8% 24,8% Shougesa 0, -19, -19, Egemsa 2,4% -11,1% 2,4% Egasa -2, 5,8% -1,8% Enersur 0, -4,1% -4,1% Egesur 26,9% 78,7% 35,2% San Gabán 2,2% 776,8% 2,6% TOTAL 5,6% 4,3% 5,4 14 El Informativo

15 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE - SEIN Participación I Semestre 2003 HIDROELÉCTRICA 91% 9 9% TERMOELÉCTRICA En la estadística de evolución de la capacidad efectiva de las centrales eléctricas se observa que la capacidad efectiva del sistema no ha variado a excepción de la capacidad efectiva de Edegel que incluye a la central hidroeléctrica de Huanchor (18,2 MW) que inició las pruebas de operación en agosto de hasta el 06 de noviembre del mismo año en que ingresó a operación comercial. PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA I Semestre PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA I Semestre 2003 Egemsa 2% Cahua 3% Eepsa 3% San Gabán 3% Termoselva 4% Electro Andes 4% Shougesa 1% Egesur 1% Edegel 24% Egemsa 2% Cahua 3% Eepsa 3% San Gabán 3% Termoselva 4% Electro Andes 4% Shougesa 2% Egesur 1% Edegel 23% Egasa 7% Egasa 7% Etevensa 7% Electroperú 21% Etevensa 7% Electroperú Enersur 8% Egenor 12% Enersur 8% Egenor 13% EMPRESA HIDROELÉCTRICA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN - MW I Semestre I Semestre 2003 TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA Edegel (1) Electroperú Egenor (2) Enersur Etevensa Egasa Electro Andes Termoselva San Gabán Eepsa Cahua (3) Egemsa Shougesa Egesur TOTAL ( 1 ) Incluye a CH Huanchor ( 2 ) Incluye a CT Trupal ( 3 ) Incluye a CH Cahua, CH Pariac, CH Gallito Ciego, y CT Pacasmayo TOTAL El Informativo 15

16 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN EMPRESA I Semestre 2003 Vs I Semestre HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL Edegel (1) 2, 0,6% 2, Electroperú 0, 0, 0, Egenor (2) 1,2% 3,4% 2, Enersur 0, -1,2% -1,2% Etevensa 0, -1,1% -1,1% Egasa 0,4% -3, -1,2% Electro Andes 0, 0, 0, Termoselva 0, 0,1% 0,1% San Gabán 0, 0, 0, Eepsa 0, -2,2% -2,2% Cahua (3) 0, -0,4% -0,1% Egemsa 0,6% -2, 0,2% Shougesa 0, 5, 5, Egesur 0, -1,1% -0, TOTAL 0,9% -0,3% 0,4% ( 1 ) Incluye a CH Huanchor ( 2 ) Incluye a CT Trupal ( 3 ) Incluye a CH Cahua, CH Pariac, CH Gallito Ciego, y CT Pacasmayo CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEIN Participación I Semestre Asimismo, el ingreso a operación comercial de la C.H. Huanchor ha permitido que la participación termoeléctrica en la capacidad efectiva del sistema interconectado nacional disminuya de 41% en a 4 en. HIDROELÉCTRICA % 6 41% 4 TERMOELÉCTRICA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN Comparación I Semestre Egesur Shougesa Egemsa Cahua Eepsa San Gabán Termoselva Electro Andes Egasa Etevensa Enersur Egenor Electroperú Edegel El Informativo

17 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Evolución de la Cobertura de la Máxima Demanda La máxima demanda registrada en el primer semestre del año 2003 fue 2,8% y 8,7% mayor que sus similares registrados en los años y, respectivamente. Coincidentemente estos valores han ocurrido en el mes de abril en los años y, mientras que en el 2003 fue en el mes de marzo. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de la cobertura de la máxima demanda por la centrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN. AÑO 2003 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN MES ( MW ) HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL ENERO 2 312,6 294, ,8 FEBRERO 2 305,0 312, ,3 MARZO 2 419,6 222, ,8 ABRIL 2 262,7 431, ,1 MAYO 2 299,2 374, ,2 JUNIO 2 206,7 470, ,7 ENERO 2 413,7 348, ,5 FEBRERO 2 253,6 514, ,8 MARZO 2 414,1 408, ,5 ABRIL 2 391,1 455, ,9 MAYO 2 359,3 464, ,6 JUNIO 2 302,8 475, ,8 ENERO 2 455,6 395, ,2 FEBRERO 2 338,3 568, ,1 MARZO 2 387,6 540, ,9 ABRIL 2 419,9 495, ,3 MAYO 2 516,4 399, ,9 JUNIO 2 332,8 563, ,8 Max. Dem. 1 Sem ,7 431, ,1 Max. Dem. 1 Sem ,1 455, ,9 Max. Dem. 1 Sem ,6 540, ,9 % Variación 2003/ 5, 25,2% 8,7% % Variación 2003/ -0,1% 18, 2,8% El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en el SEIN. Se observa una disminución de la participación promedio de la centrales hidroeléctricas de 87%, 84% y 83% para los años, y 2003, respectivamente. % Participación en la Cobertura de la Máxima Demanda COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 SEIN Ene-02 Feb-02 Mar-02 Abr-02 May-02 Jun-02 Jul-02 Ago-02 Sep-02 Oct-02 Termoeléctrica Hidroeléctrica Nov-02 Dic-02 Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 El Informativo 17

18 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Pérdidas de Energía en los Sistemas de Distribución Eléctrica Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de (línea continua) tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución. TOTAL PERÚ ( - ) Edelnor (Lima Metr.) Luz del Sur Edelnor (Zonal Chancay) Edecañete Electrocentro 3 Electronorte 3 Electronoroeste 3 Hidrandina Seal 3 Electro Sur Este 3 Electro Sur Medio 3 Electrosur ** Electro Oriente Sersa (Rioja) Electro Ucayali Electro Puno Nota: La información de perdidas se obtiene a partir de la información comercial reportada mensualmente por las empresas. (*) Cifras acumuladas al II Trimestre de 2003 (**) Datos reportados por Electrosur mediante documento G Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales 18 El Informativo

19 Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 30/06/2003 Los resultados económicos y financieros que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estados financieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, remiten a OSINERG. Balance General Al 30 de junio de 2003, los resultados financieros muestran un ligero incremento en el nivel de los activos alcanzando la cifra de S/ millones. Los activos están constituidos por el 77,6 % en inversión en activos fijos, concentrándose en las empresas generadoras el 64%, en las empresas distribuidoras el 31% y el restante en las empresas transmisoras. Respecto al Pasivo y al Patrimonio Neto, en suma las empresas cuentan con un bajo financiamiento externo, el cual alcanza la cifra de S/ ,3 millones, equivalente al 37,1 % del total del Pasivo y Patrimonio. RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD AL 30 DE JUNIO DEL 2003 (Cifras Ajustadas) (Expresadas en Millones de Nuevos Soles) Generación Transmisión Distribución Total ACTIVO ACTIVO CORRIENTE ACTIVO NO CORRIENTE Activo fijo Otros activos no corrientes TOTAL ACTIVO PASIVO Y PATRIMONIO PASIVO PASIVO CORRIENTE PASIVO NO CORRIENTE PATRIMONIO NETO TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO Distribución 31% Activo Fijo Por Actividad Transmisión Generación 64% El Informativo 19

20 RESUMEN DEL BALANCE GENERAL AL 30 DE JUNIO DEL 2003 (Cifras Ajustadas) En Miles de Nuevos Soles Empresa Activo Activo Pasivo Pasivo Patrimonio Corriente No Corriente Corriente No Corriente Neto Cahua Chavimochic CNP Energía Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Etevensa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Generación Eteselva ISA Perú Red de Energía del Perú Redesur Transmantaro Transmisión Coelvisa Edecañete Edelnor Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emsemsa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Distribución Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Sistemas Aislados TOTAL El Informativo

21 Estado de Ganancias y Pérdidas Los Ingresos Totales experimentaron un aumento de 5,7%, alcanzando los S/ ,4 millones para el segundo trimestre del Los Gastos de las empresas ascendieron a S/ ,3 millones aumentando 5,. Por su parte las Utilidades Netas fueron positivas en S/. 674,3 millones, que comparado con el período anterior ha presentado un aumento de 44,9%. RESUMEN DEL ESTADO DE RESULTADOS POR ACTIVIDAD AL 30 DE JUNIO DEL 2003 (Cifras Ajustadas) (En Millones de Nuevos Soles) Concepto Generación Transmisión Distribución Total Ingresos Gastos Combustibles y Lubricantes Compra de energía Cargas de personal Servicios de terceros Provisiones del ejercicio Otros Gastos Utilidad (Pérdida) de Operación Ingresos (Gastos) no Operativos (172) (50) (77) (300) Utilidad (Pérdida) Neta Generación Interna de Recursos Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad Ingresos Gastos Utilidad(Pérdida) de Operación Utilidad(Pérdida) Neta Generación Interna de Recursos Generación Transmisión Distribución Ingresos UTILIDAD DE OPERACIÓN Porcentaje del total de ingresos Distribución 47% Transmisión Generación 48% % 5 14% Generación Transmisión Distribución El Informativo 21

22 Distribución 56% Gastos Generación 41% Transmisión 3% GENERACIÓN INTERNA DE RECURSOS Porcentaje del total de ingresos 54% 7 Generación Transmisión Distribución RESUMEN DEL ESTADO DE RESULTADOS AL 30 DE JUNIO DEL 2003 (Cifras ajustadas) En Miles de Nuevos Soles Ingreso Gastos Utilidad (Pérdida) de operación Generación interna de recursos Utilidad (Pérdida) Neta Cahua Chavimochic (564) (1 767) CNP Energía Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Etevensa San Gabán Shougesa Sinersa (1 178) Termoselva Generación Eteselva ISA Perú Red de Energía del Perú Redesur Transmantaro Transmisión Coelvisa Edecañete (2 688) Edelnor Electro Oriente Electro Puno (1 089) (883) Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache (10) Electro Ucayali (2 272) (327) (1 692) Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Emsemsa (0) 6 (26) Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Distribución Sistema Interconectado Nacional Sistemas Aislados TOTAL El Informativo

23 Ratios Financieros En función a los estados financieros de las empresas al 30 de junio de 2003 se han preparado varios ratios agrupados según criterios de liquidez, solvencia, gestión y rentabilidad. Cabe indicar que los ratios para los totales consolidados por actividad fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa. Razón Corriente RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS Endeudamiento Patrimonial GIR sobre GIR sobre Patrimonio (%) Activo Fijo (%) Efectividad de cobranzas (días) Gastos en personal (%) Cahua 1,14 1,11 12,96 7, ,25 Chavimochic 1,61 1, ,38 CNP Energía 1,16 1,73 24,83 15, ,19 Edegel 0,41 0,45 8,54 6, ,38 Eepsa 1,20 0,60 10,06 7, ,09 Egasa 5,11 0,09 5,13 5, ,82 Egemsa 2,21 0,08 2,60 3, ,40 Egenor 1,93 0,28 7,25 7, ,29 Egesur 4,67 0,13 3,48 3, ,14 Electro Andes 2,25 0,79 9,52 11, ,14 Electroperú 2,17 0,93 12,10 7, ,00 Enersur 1,12 1,45 15,93 9, ,61 Etevensa 1,22 0,70 7,42 5, ,10 San Gabán 3,45 1,91 11,96 5, ,99 Shougesa 2,67 0,40 14,00 22, ,89 Sinersa 2,76 1,59 10,83 6, ,26 Termoselva 1,19 1,30 20,78 13, ,53 Generación 1,44 0,61 9,23 7, ,66 Eteselva 0,63 0,42 6,01 4, ,76 ISA Perú 2,61 2,26 20,44 7, ,15 Red de Energía del Perú 2,08 1,41 17,59 263, ,28 Redesur 4,06 1,82 15,07 6, ,38 Transmantaro 1,02 1,59 12,36 5, ,97 Transmisión 1,66 1,33 14,17 12, ,81 Coelvisa 1,16 0,49 3,53 2, ,44 Edecañete 2,30 0,30 5,40 5, ,81 Edelnor 0,66 0,63 10,48 7, ,94 Electro Oriente 7,10 0,09 4,10 4, ,31 Electro Puno 2,87 0,09 1,75 1, ,04 Electro Sur Este 2,72 0,06 2,55 2, ,32 Electro Sur Medio 1,65 0,39 4,17 4, ,11 Electro Tocache 0,54 20, ,75 Electro Ucayali 2,17 0,05 (0,27) (0,29) 34 18,69 Electrocentro 3,07 0,14 3,00 3, ,01 Electronoroeste 0,81 0,35 5,64 4, ,48 Electronorte 0,85 0,57 8,59 6, ,85 Electrosur 2,12 0,11 3,78 3, ,14 Emsemsa 2,64 12,65 6,69 4, ,92 Hidrandina 1,30 0,14 4,23 4, ,70 Luz del Sur 1,61 0,84 17,99 12, ,63 Seal 2,05 0,35 8,49 7, ,92 Sersa 1,90 0,55 22,03 81, ,75 Distribución 1,31 0,42 8,09 6, ,17 Sistema Interconectado Nacional 1,39 0,60 9,25 7, ,80 Sistemas Aislados 7,02 0,09 4,11 4, ,11 TOTAL 1,41 0,59 9,15 7, ,02 El Informativo 23

24 NOTICIAS Regulación de las Tarifas en Barra Con fecha 17 de setiembre del presente año ha sido publicado el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra así como la relación de la información que la sustenta, conforme a lo dispuesto en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados. Así, se ha dispuesto la prepublicación - en el Diario Oficial El Peruano y en la página web del OSINERG - del Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra aplicables al período comprendido entre el 1 de noviembre de 2003 y el 30 de abril de la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 25/09/2003, finalizándose así el proceso de fijación de tarifas de transmisión secundaria correspondiente al año Últimas Publicaciones Las últimas publicaciones emitidas por la GART de OSINERG son: InfOsinerg Año 5 N 8 Agosto 2003, El Informativo Año 7 N 3 Julio 2003 y Tarifas y Mercado Eléctrico - Junio Regulación de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica Mediante Resolución OSINERG N OS/CD han fijado los valores máximos del presupuesto de conexión y del cargo mensual de reposición y mantenimiento de conexión, aplicables a los usuarios finales del servicio público de electricidad, así como las fórmulas de actualización de los parámetros de costos empleados en su cálculo. Regulación de las Tarifas de Transmisión Secundaria Mediante Resoluciones OSINERG N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD publicadas el 16/07/2003 y OSINERG N OS/CD publicada el 14/08/2003, se aprobaron las tarifas y compensaciones de sistemas secundarios de transmisión, sus fórmulas de actualización y asignación de responsabilidades de pago. Posteriormente las empresas concesionarias presentaron sus recursos de reconsideración, los cuales fueron absueltos por el OSINERG, cuyas disposiciones finales se consignaron en Organismo Supervisor de la Inversión en Energía Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Telfs: (511) Fax: (511) postmaster@cte.org.pe COMITÉ EDITORIAL: COLABORADORES: Víctor Ormeño Salcedo Miguel Révolo Acevedo Daniel Cámac Gutiérrez Luis Espinoza Quiñones Rubén Collantes Véliz César Bernabel Espinoza Luis Bartra Navarro Riquel Mitma Ramírez Juan Carlos Cuenca Gamio vos@cte.org.pe mra@cte.org.pe dcamac@cte.org.pe leq@cte.org.pe rcv@cte.org.pe cbe@cte.org.pe lbn@cte.org.pe rmr@cte.org.pe jcc@cte.org.pe