Editorial. Contenido. ABRIL 2012 Año 17 / Nº2

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1 ABRIL 2012 Año 17 / Nº2 EDITA: OSINERGMIN - GART Editorial En esta edición del Informativo se presenta un artículo técnico que resume las características técnicas de las Redes Eléctricas Inteligentes, dado que el OSINERGMIN en concordancia con el interés del gobierno ha considerado la necesidad de investigar la aplicación de dicha tecnología en el Perú. Para ello, viene impulsando un estudio de diagnóstico a fin de conocer el potencial existente para la utilización de esta tecnología en el suministro de energía eléctrica. Cabe indicar que como organismo regulador a OSINERGMIN le corresponde promover, a través de las tarifas, u otras medidas regulatorias, el uso de medios y tecnologías que permitan el desarrollo eficiente y sostenido del sector eléctrico. Las REI se refieren a infraestructura de distribución de electricidad centrada en el desarrollo de aplicaciones para los consumidores, incluyendo contadores inteligentes, equipamiento doméstico inteligente, sistemas de control del consumo energético doméstico y mecanismos orientados a facilitar la respuesta de la demanda, la eficiencia energética y el ahorro energético. El concepto de las REI abarca también los problemas relacionados con la arquitectura y la operación de las redes de transporte y distribución en un contexto de elevada penetración de tecnologías renovables y tecnologías de información y comunicaciones. En el artículo de la presente edición se realiza una introducción descriptiva de esta tecnología con la finalidad de difundir al publico sus características, beneficios y nuevos desafíos que enfrentaran los sistemas de distribución como consecuencia de su utilización. Finalmente, este Informativo contiene, como es habitual, los datos relevantes de la evolución de las tarifas en barra, tarifas a usuario final y del mercado eléctrico. Con relación al mercado eléctrico, se resumen los datos más relevantes de la producción de energía eléctrica, ventas y facturación. Asimismo, se presenta una visión de la situación económica y financiera del sector eléctrico con información proveniente de los estados financieros contables al cuarto trimestre de. Contenido Editorial Prospección Tecnológica: Las Redes Eléctricas Inteligentes... 2 Resoluciones Tarifarias Evolución de Tarifas de Electricidad Información Estadística del Sector Eléctrico Perdida de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/ Noticias... 32

2 PROSPECCIÓN TECNOLÓGICA: LAS REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES OSINERGMIN en concordancia con el interés del gobierno ha considerado la necesidad de investigar la aplicación de las Redes Eléctricas Inteligentes (REI) en el Perú; para ello viene impulsando un estudio que efectúe un diagnóstico de la situación actual del sistema eléctrico peruano, en relación con la utilización de dicha tecnología. Cabe indicar que como organismo regulador a OSINERGMIN le corresponde promover, a través de las tarifas, u otras medidas regulatorias, el uso de medios y tecnologías que permitan el desarrollo eficiente y sostenido del sector eléctrico. El presente artículo resume las características generales y pretender ser una introducción a las REI. 1. MOTIVACIÓN Y DEFINICIÓN En los últimos años el sector eléctrico en el mundo viene enfrentando nuevos desafíos impulsado por la creciente demanda de energía, la diversificación de las fuentes de generación de energía eléctrica, las mayores exigencias de calidad en el suministro eléctrico, la gestión óptima de los recursos tecnológicos, la atención a la demanda focalizada por los requerimientos propios de las actividades industriales y la conservación de la energía que exige reducir la huella de carbono. El término smart grids también conocido como Redes Eléctricas Inteligentes (REI) se refiere a infraestructura de distribución de electricidad centrada en el desarrollo de aplicaciones para los consumidores, incluyendo contadores inteligentes, equipamiento doméstico inteligente, sistemas de control del consumo energético doméstico y mecanismos orientados a facilitar la respuesta de la demanda, la eficiencia energética y el ahorro energético. El concepto de las REI abarca también los problemas relacionados con la arquitectura y la operación de las redes de transporte y distribución en un contexto de elevada penetración de tecnologías renovables y los retos que supone establecer políticas de apoyo a estas nuevas tecnologías. Además de los aspectos señalados, se estudia con más detenimiento el impacto que sobre las REI puede tener el crecimiento de la generación distribuida y de los vehículos eléctricos, tanto los híbridos (combustibles y electricidad) como los impulsados exclusivamente por baterías recargables. El desarrollo de los vehículos eléctricos es también un aspecto de la demanda de energía eléctrica que debe ser considerado por los consumidores y la distribución espacial de los consumos y otros aspectos técnicos y regulatorios (protocolos de carga, impacto de las tarifas eléctricas, etc.) Los factores que permitirán el desarrollo de las REI en el futuro, incluyen los siguientes aspectos: (1) vehículos eléctricos que permitan comunicaciones en dos sentidos, (2) desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía en los niveles de transporte y distribución, (3) nuevos diseños de circuitos de distribución que faciliten la participación de los consumidores en los mercados y que integren de forma efectiva la generación distribuida intermitente, (4) productos y equipamientos comerciales basados en códigos y estándares seguros y abiertos, (5) infraestructura de telecomunicaciones que permita asimilar la información proveniente de equipos y que produzca señales que permitan operar eficientemente las redes y (6) trabajadores con capacidad y conocimiento para diseñar, construir, operar y mantener redes en las que se inserten tecnologías de información complejas y variadas. El diseño de las redes de distribución viene considerando más características de las redes de transporte, como los sistemas de control, protección y comunicación. El elevado número de puntos de conexión e interconexión, en comparación con las redes de transporte, obligará a innovar en el diseño, de tal manera que puedan gestionarse de manera segura los flujos de energía. El sistema de operación de las redes también deberá evolucionar hacia sistemas dinámicos con múltiples agentes y micro transacciones integradas, que gestionen adecuadamente la información proveniente de las decisiones de participación en el mercado de los agentes. El reto de los reguladores está relacionado con la eficiencia en las decisiones de diseño y de regulación de apoyo a tecnologías concretas, planteándose las siguientes interrogantes: 2 E l I n f o r m a t i v o

3 Cuáles deben ser las prioridades de inversión? Debe desarrollarse una infraestructura sólida antes de regular las nuevas condiciones de participación en los mercados? El desarrollo de las REI abarca un amplio espectro de decisiones regulatorias, tecnológicas, de información y de incentivos. La integración en las redes de nuevas tecnologías de generación distribuida y renovable, el desarrollo de redes seguras y la participación activa de la demanda a través de nuevo equipamiento requiere avances tecnológicos, de ingeniería y de diseño que requerirán, para materializarse de forma eficiente, un impulso regulatorio. Definición e inductores de las redes inteligentes La definición más aceptada de las Redes Eléctricas Inteligentes, en términos de sus funciones es la desarrollada por Smart Grids European Technology Platform, entidad que define: La red que es capaz de integrar de manera inteligente las acciones de todos los usuarios conectados a él generadores, consumidores, con la finalidad de distribuir eficientemente un suministro eléctrico que sea sustentable y económicamente competitivo. Los inductores que viene impulsando el desarrollo de las REI son: 1. Penetración de energías renovables, 2. Generación Distribuida, 3. Participación activa de los consumidores finales, 4. Integración y accesibilidad a los mercados y 5. Mejora en la seguridad de la operación de los sistemas eléctricos. 2. BENEFICIOS IDENTIFICADOS DE LAS REI El desarrollo de las REI significa un nuevo paradigma en la industria eléctrica, al cual progresivamente el sector eléctrico irá desplazándose en la medida del desarrollo tecnológico que se tenga, los beneficios que se obtendrá del uso de esta tecnología son los siguientes: Para las empresas eléctricas: Reducción de pérdidas de energía Mayor eficiencia, al posibilitar realizar el análisis de los patrones de consumo, identificando oportunidades para gestionar los consumos. Optimización de la infraestructura de red. Permiten ofrecer un mejor servicio al cliente, con más ventajas comerciales (nuevas tarifas, pago por uso). Eficiencia y fiabilidad en la red. Reemplazo del paradigma de ganancia en volumen por el de ganancia por venta eficiente. Creación de nuevas vías para mejorar el servicio al cliente. Oportunidad de optimizar el modelo operativo y disminuir los costos de operación y explotación. Para los consumidores: Pago por uso, con una mayor precisión en el registro de los consumos pudiendo ser estos horarios y con posibilidad de inyectar energía a la red. Tarifas flexibles: las empresas podrán ofrecer diversas tarifas con posibilidades horarias variadas. Gestión remota del suministro de energía: Esto mejora por una parte la información del consumo tanto para la empresa como el cliente que puede tomar decisiones de ahorro, y por otra, facilita el corte y reposición del suministro. Lo primero tal vez no se perciba como un beneficio para el cliente, pero el segundo claramente lo es, ya que si la reposición es instantánea cuando el cliente paga entonces es un beneficio. Posibilidad de ver beneficios ambientales tangibles. Acceso a tecnologías limpias, tales como vehículos eléctricos y micro generación. Prestación de un servicio más confiable con posibles ahorros en la facturación. E l I n f o r m a t i v o 3

4 Para el Estado: Opción efectiva para reducir el consumo de recursos no renovables. Seguridad y fiabilidad de la oferta energética. Optimización de inversiones en infraestructuras de generación y transporte. Mejoras ambientales. 3. ADMINISTRACIÓN DE LA DEMANDA Uno de las características más importantes de las REI es posibilitar la administración de la demanda. Esto se halla limitado por las características actuales del sistema eléctrico que son: El sistema eléctrico convencional está construido sobre una infraestructura que no permite un sistema de precios y tarifas en tiempo real. La electricidad se comercializa a un valor medio que no envía una señal de precio que incentive su uso eficiente. Los costos de la electricidad tienen una variación importante durante las horas. Los medidores de energía eléctrica horarios son aún costosos. Los consumidores antes de comprar electricidad, no verifican ni negocian el precio en tiempo real. La respuesta de la demanda dependerá del costo, funcionalidad y el grado de automatización de los procesos de suministro, siendo fundamental establecer una nueva plataforma tecnológica con las siguientes características: Medidores horarios con comunicación bidireccional. Comunicación en tiempo real de precios y condiciones de operación. Acceso en tiempo real a los datos de carga y análisis de las restricciones del servicio. Estrategias de reducción óptima de demanda de acuerdo al precio o contingencias del sistema eléctrico. Controladores de carga e implementación de sistemas de administración de energía en casas o edificios eficientes o inteligentes para facilitar la automatización del control de carga a nivel de usuario final. Equipos de generación distribuida (solar, eólica) para garantizar la seguridad del abastecimiento eléctrico. 4. MODELO CONCEPTUAL DE LAS REI El modelo conceptual de las redes eléctricas inteligentes promovido por el National Institute of Standards and Technology (NIST) de los EEUU es un conjunto de diagramas que definen las bases para la caracterización, uso, comportamiento, interfaces, requerimientos y estándares de las REI. El modelo conceptual provee el contexto para el análisis de la interoperabilidad y los estándares necesarios para el desarrollo de la arquitectura de las REI. Asimismo, provee la hoja de trabajo para evaluar las redes actuales y las propuestas en el concepto de las REI. El más alto nivel del modelo referido es el que se presenta en la siguiente figura. 4 E l I n f o r m a t i v o

5 El modelo conceptual define a las REI como el conjunto de sistemas que toma en cuenta flujos de potencia y flujos de información y comunicación DOMINIOS DEL MODELO CONCEPTUAL DE LAS REI Clientes Mercados Proveedores de Servicios Operación Sistemas de Generación Transmisión Distribución ACTORES EN EL DOMINIO Los usuarios finales de la electricidad. Pueden generar, almacenar y gestionar el uso de la energía. Tradicionalmente se caracteriza a tres tipos de cliente: residenciales, comercial e industriales. Los operadores y participantes en el Mercado de electricidad. Las organizaciones proveedoras de servicios a los clientes del servicio eléctrico y las empresas proveedoras de electricidad. Los gestores o administradores del despacho de energía. Los generadores de electricidad en cantidades importantes. Pueden almacenar energía para su posterior distribución. Los transportadores de energía en volúmenes y en distancias extensas. Pueden almacenar y/o generar energía. Los distribuidores de electricidad hacia o desde los clientes. Pueden almacenar y generar electricidad. Sistemas de Generación Los sistemas de generación se hallan conectados a diferentes puntos de la red utilizando las redes de transmisión por donde canalizan la energía que es consumida en los menores niveles de tensión. Red de Distribución La red de distribución tiene conexión física con la red de transporte y con los usuarios y de comunicaciones con el operador del sistema, los mercados y los consumidores, en la red se encuentra presente la generación distribuida y los sistemas de almacenamiento. E l I n f o r m a t i v o 5

6 Los Consumidores Los consumidores tienen un rol diferenciado en el esquema de las REI respecto a la conceptualización tradicional, los consumidores pueden tener dispositivos de generación, tienen conocimiento online de los precios y disponen de dispositivos inteligentes o automatizados para la gestión del consumo. Pueden ser consumidores individuales, comerciales o industriales. El uso de vehículo eléctrico es considerado como un elemento de demanda en las redes. Los consumidores pueden realizar importantes inyecciones de energía a la red y en tal caso su relación con el operador del sistema y el comportamiento del mercado puede ser im portante. Operador del Sistema Tiene como función garantizar el adecuado funcionamiento de la red. Puede realizar modificaciones en el programa de despacho económico de carga y ajustarlo las restricciones técnicas. Tiene funciones de planificación de la operación, evaluación de las contingencias, restauración del servicio, así mismo puede realizar la planificación de la expansión. Los Mercados Los mercados que pueden ser competitivos u organizados bajo un despacho centralizado con un conjunto de centrales distribuidas en un ambiente geográfico, registran consumos de energía que deben ser comunicados a los diferentes actores del sistema eléctrico en particular a los generadores y operadores del sistema. 6 E l I n f o r m a t i v o

7 Interoperabilidad Almacenamiento de energía Respuesta bajo Demanda Proveedores de Servicios Corresponde al comercializador del servicio, su comunicación con el mercado es relevante pues debe definir con los consumidores las cantidades de energía a comercializar, debiendo enviar señales económicas a los consumidores para una mejor toma de decisiones. 5. TECNOLOGÍAS UTILIZADAS EN LAS REI La evolución de las redes eléctricas desde la perspectiva de la demanda ha venido impulsando importantes avances en la automatización de las redes eléctricas, las comunicaciones y la gestión de la información tienen un rol muy importante. Esta convergencia entre las tecnologías de comunicaciones e información con los sistemas eléctricos de potencia viene dando origen a diferentes aplicaciones: el establecimiento de estándares y tecnologías integradoras que vienen configurando redes eléctricas inteligentes. Tecnología de Comunicaciones Sistemas Eléctricos de Potencia Detección y medición Eficiencia y flabilidad Seguridad de la Infraestructura Redes Inteligentes Agentes inteligentes Medios de transporte Eléctricos Integración de las energía renovables Tecnologías de la Información Adaptado de IEEE power & energy magazine, Hassan Farhangi, enero. Una de las formas de visualizar las características y tecnologías empleadas en las REI es utilizando la pirámide. En la base de esta pirámide se hallan los activos de las empresas sobre los que se configuran una infraestructura de tecnologías de información, comunicaciones y potencia dando origen a aplicaciones como son los medidores inteligentes, automatización y gestión de la distribución y subestaciones. Aquí podemos visualizar responsabilidades de las empresas y de los clientes finales, estos últimos con la orientación a gestionar la demanda. E l I n f o r m a t i v o 7

8 REDES INTELIGENTES APLICACIONES DE LAS DISTRIBUCIONES APLICACIONES DE CLIENTE FINAL RESPUESTA BAJO DEMANDA Futuro MICROREDES EFICIENCIA OPERATIVA Aplicaciones disponibles REDES DOMICILIARIAS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA GENERACIÓN DISTRIBUIDA OPTIMIZACIÓN DE VOLT-VAR MEDIDORES INTELIGENTES SISTEMA DE GESTIÓN DE INFORMACIÓN DE MEDIDORES AUTOMATIZACIÓN DE GESTION DE LA DISTRIBUCIÓN SISTEMA DE GESTIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES APLICACIONES FUNDAMENTALES INFRAESTRUCTURA DE TI (ENTERPRISE SERVICE BUS, SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA, CRM) INFRAESTRUCTURA DE TELECOMUNICACIONES (WIDE AREA NETWORK, LOCAL AREA NETWORK) TOPOLOGÍA DE CIRCUITOS (ALIMENTADOR/DISEÑO DE SUBESTACIONES) TECNOLOGÍA BASE GESTIÓN DE ACTIVOS Adaptado de IEEE power & energy magazine, Hassan Farhangi, enero. La evolución de las redes de distribución ha estado marcada por el desarrollo de los equipos de medición. Se desarrollo la tecnología AMR (Automated Meter Reading) que permitía leer los consumos de los clientes y se caracterizaba por comunicaciones en una dirección. Luego se desarrolló la tecnología AMI (Advanced Metering Infraestructura, ó Infraestructura de Medición Avanzada) la cual en la actualidad proporciona comunicación bidireccional con el medidor; incluso, permite que se modifiquen los parámetros de servicio. Esta última tecnología permite gestionar la demanda. El siguiente nivel lógico es el correspondiente a la gestión integral del suministro con aplicaciones inteligentes desplegadas sobre la red en su conjunto. El gráfico siguiente nos muestra el progreso hacia las redes eléctricas inteligentes. Tecnologías Gestión de Redes Comunicación bidireccional Aplicaciones Inteligentes Sensores Inteligentes Agentes Inteligentes Tecnología Capacidades Electrodomésticos inteligentes Portales de clientes Distribuidos/cogeneración Control de emisiones Administración de la carga Preventivo/Auto Restauración Automatización de Subestaciones Automatización de la Distribución Sistema de Información al Cliente Gestión de Activos Detección y Restauración de interrupciones Respuesta a la demanda Smart Grid AMI Comunicación en un sentido Facturación automatizada AMR Adaptado de IEEE power & energy magazine, Hassan Farhangi, enero. 8 E l I n f o r m a t i v o

9 Las REI son un conjunto de tecnologías, conceptos y topologías desarrolladas dentro de las etapas básicas de la industria eléctrica. Una breve descripción de las nuevas tecnologías vinculadas a la información y comunicaciones son descritas a continuación. a) Tecnologías de Información y Comunicaciones (TIC) Las TIC en el concepto de las REI permitirán un gran número de nuevas aplicaciones, tanto para el consumidor como para las empresas distribuidoras. Dentro de estas tecnologías, las principales se refieren a comunicaciones integradas, interfaces mejoradas y tecnologías de detección, medición y diagnóstico. Los objetivos de estas tecnologías son: Robustecer y automatizar la red, mejorando su operación, los índices de calidad y las pérdidas en la misma; Informar al consumidor en tiempo real sobre el uso y el costo de la energía eléctrica; Optimizar la conexión de las fuentes de energía renovable. Desarrollar arquitecturas de generación descentralizadas, permitiendo el funcionamiento de instalaciones de menor tamaño en armonía con el sistema; Mejorar la integración de la generación intermitente y de nuevas tecnologías de almacenamiento de energía; Gestionar activamente la demanda, permitiendo que los consumidores hagan uso eficiente de sus consumos; Posibilitar la introducción y uso del vehículo eléctrico, acomodando estas nuevas cargas móviles y dispersas a la red, habilitando las funcionalidades de almacenamiento de energía que poseen. b) Aplicaciones Multi-utility Los sistemas de telegestión están preparados para incorporar datos de medida de otras empresas de servicios públicos que suministran agua y gas. El acceso de estas medidas al sistema de telegestión puede hacerse tanto a nivel del contador (comunicación serie o por entrada de impulsos) como a través del concentrador vía comunicación serie. c) Medidor Inteligentes El medidor o contador es el elemento principal del concepto AMI (Infraestructura de Medición Avanzada) ya que es la interfaz entre el cliente y el sistema de tele gestión. Aparte de la precisión, fiabilidad y robustez que tradicionalmente se han requerido de estos equipos, es preciso dotarles de una comunicación fiable hacia los concentradores y hacia el usuario. Se utiliza la tecnología PLC (Power Line Carrier o Power Line Communication) a través de la red de BT utilizando estándares abiertos, de dominio público e interoperables, entre los que se encuentra por ejemplo la PRIME (PoweRline Intelligent Metering Evolution). Esta tecnología garantiza una total interoperabilidad entre los equipos de los fabricantes que lo soportan. La información sobre el consumo permite conocer como se utiliza la energía dentro del hogar o negocio, cuánto cuesta y cuál es el impacto ambiental que esto representa. d) Control y manejo de la Micro red Se encarga de mantener la tensión y la frecuencia dentro de sus límites, así como el control operacional y el despacho dentro de la Microred. Así mismo los dispositivos de seccionamiento se encargan de proveer alta velocidad de separación entre la micro red y la red principal. Dependiendo de la tensión, la velocidad deseada y la corriente de falla, este dispositivo puede ser desde un interruptor termo magnético, hasta un interruptor estático de alta velocidad. e) Recursos distribuidos (generación y almacenamiento) Grupo de fuentes de energía que se pueden conectar a la red principal, pero que pueden funcionar de forma autónoma. Ejemplo: fuentes renovables, como solar y eólica, micro turbinas, celdas de combustible, esquemas de cogeneración y tecnologías de almacenamiento. E l I n f o r m a t i v o 9

10 6. ASPECTOS REGULATORIOS El desarrollo de las REI debe estar impulsado por los beneficios que se obtienen de su implantación tanto para los consumidores como para las empresas y deben ser apoyadas desde la política energética del gobierno. El reto más importante de los organismos reguladores será establecer marcos normativos que fomenten la innovación y que garanticen una estructura financiera estable en la que operen las empresas de redes. Dentro de los aspectos regulatorios para las REI el Grupo Europeo de Reguladores de Electricidad y Gas (ERGEG) ha desarrollado un conjunto de prioridades y recomendaciones en los temas regulatorios vinculados al desarrollo de las REI, las que se resumen a continuación. Las prioridades de los reguladores de acuerdo a ERGEG: a) Un mayor énfasis del marco regulatorio en los servicios ofrecidos por las empresas de redes y en indicadores que reflejen los beneficios para los consumidores, b) Una mayor cooperación entre todos los agentes interesados para superar las barreras al desarrollo de las redes inteligentes (p. ej., estandarización de procedimientos, interoperabilidad de redes, incertidumbre, definición de los esquemas de promoción de las energías renovables, falta de definición de las funcionalidades de las redes inteligentes, etc.) c) Fomentar la innovación, protegiendo los intereses de los consumidores a través de una identificación adecuada de los costos y beneficios de los proyectos piloto de infraestructuras inteligentes que vayan implemetándose. Recomendaciones del Grupo Europeo de Reguladores de Electricidad y Gas (ERGEG) para facilitar el desarrollo de las REI: 1) Garantizar un marco regulatorio estable en el largo plazo que ofrezca una rentabilidad adecuada a las inversiones eficientes en términos de costos. 2) Desligar los beneficios de las empresas de redes del volumen de energía circulado a través de indicadores de resultados y de regulación basada en incentivos. 3) Regulación basada en los servicios ofrecidos y en indicadores de los beneficios para los consumidores. 4) Aumentar el conocimiento de los consumidores finales sobre este tipo de infraestructuras. 5) Incentivar las inversiones en redes inteligentes si es eficiente y evaluar los proyectos piloto a través del análisis de los costos y beneficios para la sociedad en conjunto. 6) Facilitar la difusión de información y conocimientos resultantes de proyectos financiados con capital público y fomentar la cooperación y la discusión entre los agentes interesados. 7) Diferenciar claramente entre actividades reguladas y otras actividades que podrían realizarse en un contexto de competencia en el mercado (por ejemplo, agregación de recursos energéticos, recarga de baterías de vehículos eléctricos, etc.). Los reguladores deberán resolver cuanto antes los vacios existentes en la regulación y articular marcos normativos que ofrezcan estabilidad en el largo plazo para fomentar la innovación necesaria para responder adecuadamente a los retos tecnológicos que supone la utilización de energías renovables y la mayor participación de la demanda en los mercados. Referencias Bibliográficas 1. The Smart Grids Clarck Gellings, CRC Press. 2. The Path of the Smart Grid, Hassan Farhangi, IEEE Power & energy Magazine,. 3. A National Vision, Jinho Kim,, IEEE Power & energy Magazine,. 4. Get Smart, Joseph Lui,, IEEE Power & energy Magazine,. 5. Making Microgrids Work, Benjamin Kroposki,, IEEE Power & energy Magazine,. 6. Modelo conceptual de las Redes Eléctricas Inteligentes, smart-grid-conceptual-model, 10 E l I n f o r m a t i v o

11 Resoluciones Tarifarias RESOLUCIONES DEL CONSEJO DIRECTIVO RELACIONADAS CON LA GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA Año N Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada Aprueban los factores FA1, FA2 y FAT, de aplicación en el reajuste de latarifaúnicadedistribucióndegasnaturalporreddeductosdela ConcesióndeLimayCallao. Modifican el "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao" aprobado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Aprueban el "Procedimiento para la publicación de la Banda de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo". Establecen el valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA), aplicablealatarifaderedprincipaldetransporteparaelperiodo mayo 2012 abril Aprueban la Norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados". Aprueban el valor de Peaje Unitario por Compensación que deberá adicionarse a los Peajes correspondientes a los SST y SCT asignados a la demanda de usuarios comprendidos en las Áreas de Demanda 6 y 7 a que se refiere la Resolución OSINERGMIN N 634--OS/CD. Modifican la lista de Generadores Relevantes de la Resolución OSINERGMIN N 184--OS/CD y modificatoria. Aprueban Precios a Nivel Generación y Programa de Transferencias, correspondiente al periodo mayo 2012 julio Fijan el Factor de Recargo del FOSE y el Programa de Transferencias Trimestral, correspondiente al periodo mayo 2012 julio Fijan Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) correspondiente al periodo mayo 2012 abril Fijan Factor de Ponderación del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al periodo mayo 2012 abril Fijan Factor de Ponderación del Precio de la Energía correspondiente al periodo mayo 2012 abril Disponen publicación del Proyecto de Resolución que aprueba el Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo mayo 2013 abril Modifican "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao". Incorporan Disposición Transitoria al "Procedimiento de Reajuste de latarifaúnicadedistribucióndegasnaturalporreddeductosdela ConcesióndeLimayCallao". Disponen la publicación en la página web de OSINERGMIN de la resolución que aprueba el "Procedimiento para la publicación de la Banda de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo" y su exposición de motivos. Disponen la publicación del proyecto de resolución que aprueba el Peaje Unitario por Compensación a ser adicionado el Peaje del Sistema Secundario de Transmisión y Sistema Complementario de Transmisión para el periodo mayo 2012 abril E l I n f o r m a t i v o 11

12 2012 N Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada Corregida mediante Fe de Erratas publicada el Corregida mediante Fe de Erratas publicada el Fijan Tarifas de la Red Principal (TRP) de Camisea. Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Declaran improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por Maja Energía S.A.C. contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Modifican la "Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos. Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentes extremos del recurso de reconsideración interpuesto por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Disponen la publicación del proyecto de Resolución que aprueba la modificación del "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao" aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Disponen la publicación del proyecto de Resolución que modifica la Resolución OSINERGMIN N 184--OS/CD, relacionado a los Generadores Relevantes. Disponen la publicación del proyecto de Resolución que modifica las Tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión y los Sistemas Complementarios de Transmisión, para el periodo mayo 2012 abril 2013 como resultado de la Liquidación Anual de Ingresos. Disponen la publicación del proyecto de Resolución que modifica las tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión de las empresas Red Eléctrica del Sur S.A. e Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., para el periodo mayo 2012 abril Disponen la publicación del proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra aplicables al período comprendido entre el 1 de mayo de 2012 y el 30 de abril de Declaran improcedente el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Gas Natural de Lima y Callao S.A. - Cálidda contra el Procedimiento aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, desestiman solicitud de corrección y modifican el Artículo 1 y el literal g) del Artículo del citado Procedimiento. Disponen la publicación en la página web de OSINERGMIN del proyecto de resolución que aprueba la norma "Procedimiento para Fijación de Precios Regulados". Disponen la publicación del Proyecto de resolución que fija las Tarifas de Red Principal de Gas Natural, aplicables al periodo mayo 2012 abril Aprueban la norma "Formularios, Plazos y Medios para el suministro de la Información de Usuarios Libres Requerida por OSINERGMIN". Aprueban el Procedimiento Técnico COES PR-25 "Factores de Indisponibilidades de las Unidades de Generación". Modifican la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión y la "Actualización de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos ". 12 E l I n f o r m a t i v o

13 2012 N Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada Corregida mediante Fe de Erratas publicada el Declaran fundado, fundado en parte e infundados extremos del recurso de reconsideración presentado por Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N 226--OS/CD. Declaran fundado, fundado en parte e infundados extremos del recurso de reconsideración presentado por Edelnor S.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N 226--OS/CD. Disponen publicación del proyecto de resolución que aprueba la norma "Procedimiento para las Licitaciones de Corto Plazo de Suministro en el Mercado de la Ley N 22832", el proyecto normativo, su exposición de motivos e informes, en la página web de OSINERGMIN. Disponen publicación del Informe Técnico N GART "Procedimiento de Regulación de Importes Máximos de Corte y Reconeción del Servicio Público de Electricidad para el periodo septiembre agosto 2015". Aprueban Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados, así como el Programa Trimestral de Transferencias Externas correspondientes al periodo febrero abril Aprueban factores de actualización "p" y "FA" para determinar cargos unitarios y para determinar el Peaje Unitario por Compensación. Aprueban el Precio Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifa máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Aprueban la "Actualización de la base de datos de los módulos estándares de inversión para sistemas de transmisión con costos ". Aprueban "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao". Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el proyecto de resolución que aprueba el Procedimiento Técnico COES PR-11 "Reconocimiento de Costos por Regulación de Tensión en Barras del SEIN" y la modificación de los Procedimientos Técnicos PR-07, PR-10, PR-32 y del "Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC". Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el proyecto de resolución que aprueba la Norma "Formularios, Plazos y Medios para el suministro de la información de Usuarios Libres requerida por OSINERGMIN. Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el proyecto de resolución que aprueba el Procedimiento Técnico COES "Operación del SEIN en Situación Excepcional". Establecen precisiones para la aplicación de los Artículos 13º y 15º de la Resolución OSINERGMIN Nº 067--OS/CD. Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el Informe Técnico Nº 454--GART, denominado "Procedimiento de Determinación de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Eléctrica para el periodo -2015". Aprueban Bases Ajustadas para la Segunda Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Luz del Sur S.A.A., Edelnor S.A.A. y Edecañete S.A., de la Licitación LDS-01--LP-II. E l I n f o r m a t i v o 13

14 Evolución de las Tarifas de Electricidad Tarifas en Barra Evolución de las Tarifas de Electricidad En los siguientes gráficos se muestra la evolución del precio medio de electricidad (Energía, potencia y total) en las barras de Lima 220 kv (Lima), Cusco 138 kv (Cusco) y Arequipa 138 kv (Arequipa). 6,0 Evolución del Precio Medio Barra Lima 220 kv 5,0 4,0 ctv. US$/kW.h 3,0 2,0 1,0 Potencia Energía Total abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12 7,0 6,0 5,0 Evolución del Precio Medio Barra Cusco 138 kv Potencia Energía Total ctv. US$/kW.h 4,0 3,0 2,0 1,0 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 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr ,0 5,0 Evolución del Precio Medio Barra Arequipa 138 kv Potencia Energía Total ctv. US$/kW.h 4,0 3,0 2,0 1,0 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 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 ene-07 abr-07 jul-07 oct-07 ene-08 abr-08 jul-08 oct-08 ene-09 abr-09 jul-09 oct-09 ene-10 abr-10 jul-10 oct-10 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr E l I n f o r m a t i v o

15 Tarifas Aplicables a los Clientes Finales En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes con consumos promedios mensual de 30kW.h, 65kW.h y 125kW.h. 16 Evolución del Precio Medio Residencial - Lima kw.h 65 kw.h 125 kw.h 2 0 mar-00 ago-00 ene-01 jun-01 nov-01 abr-02 sep-02 feb-03 jul-03 dic-03 may-04 oct-04 mar-05 ago-05 ene-06 jun-06 nov-06 abr-07 sep-07 feb-08 jul-08 dic-08 may-09 oct-09 mar-10 ago-10 ene-11 jun-11 nov-11 abr-12 Tarifas Residenciales e Inflación La variación anual de las tarifas eléctricas residenciales en Lima durante el periodo Octubre, así como la variación del diesel 2, residual 6, inflación y devaluación se muestra a continuación: Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles en Lima vs. Inflación y Devaluación Variación (%) * Tarifa Industrial MT2-1.8% 0.5% 25.2% 3.7% -5.3% 10.9% -5.9% % -11.1% -0.5% 7.2% -1.5% 1.3% 7.7% 6.8% 8.71% Tarifa Comercial BT2-3.9% 2.6% 17.1% 2.5% -2.6% 8.4% -5.1% 12.8% -3.1% -6.9% -0.2% 6.9% % 5.1% % Residencial BT5B (125 kw.h) -6.7% 2.1% 16.9% 2.1% % % -1.9% -7.3% -0.2% 6.6% -3.6% 0.9% 5.2% % Diesel 2-6.7% % 35.1% % % 24.3% -6.9% 7.2% -7.6% -15.5% 63.2% 29.2% 1.5% 66.63% Residual 6 2.4% -32.3% 135.2% 6.3% -20.9% % 15.6% 22.7% -1.6% 21.8% -33.6% 8.4% 59.1% 29.6% 12.3% 99.86% Inflación 6.5% % 3.7% -0.1% 1.5% 2.5% 3.5% 1.5% 1.1% 3.9% 6.7% 0.2% 2.1% 4.5% 1.5% 21.66% Devaluación 4.6% % 0.6% -2.4% 1.9% -0.8% % -6.1% % % -4.7% -1.2% % (*) Tarifas de electricidad de abril e indicadores al Fuente: SBS, BCRP, Petroperú, OSINERGMIN Elaboración: GART E l I n f o r m a t i v o 15

16 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa al cuarto trimestre del año en las empresas concesionarias de electricidad. Mercado Eléctrico Evolución de las Ventas de Energía Las ventas a usuarios finales, realizadas en el cuarto trimestre de 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 17, y 7,5% para cada periodo respectivamente. EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO Ventas - IV Trimestre (GW.h) Mercado Regulado Libre Total GW.h Regulado Libre ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA Las ventas de energía del mercado libre en el cuarto trimestre de representan el 44% de la venta total. La participación de las ventas de energía del mercado libre en el cuarto trimestre de los años y fue de 44% respectivamente. L I B R E 44% 44% 44% 56% 56% 56% R E G U L A D O Baja Tensión 35% Media Tensión 32% Muy Alta Tensión 26% Alta Tensión 6% Las ventas en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el 26%, 6%, 32% y 35% respectivamente. En esta sección Información Estadística, la suma de los porcentajes y/o subtotales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 16 E l I n f o r m a t i v o

17 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Las ventas de energía en los sectores industrial, residencial, comercial y alumbrado público representaron el 54%, 24%, y 2%, respectivamente. Alumbrado 2% Comercial Industrial 54% Residencial 24% Evolución de la Facturación por Ventas de Energía En el cuarto trimestre del, la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (2 853 millones US$) aumentó en 26,8% y 15,2% respecto a lo alcanzado en el cuarto trimestre de los años y respectivamente. Facturación - IV Trimestre (Millones de US $ ) Mercado Regulado Libre Total Millones de US$ Regulado Libre ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA La facturación del mercado libre en el cuarto trimestre de representa el 3 de la facturación total. La participación de la facturación del mercado libre en el cuarto trimestre de los años y fue de 31% respectivamente. L I B R E 3 31% 31% 69% 69% 7 R E G U L A D O Baja Tensión 51% Muy Alta Tensión 18% Alta Tensión 4% Media Tensión 27% La facturación por ventas de energía en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representaron el 18%, 4%, 27% y 51%, respectivamente. E l I n f o r m a t i v o 17

18 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 34%, en el sector industrial el 41%, en el sector comercial el 21% y por el servicio de alumbrado público el 3% del total respectivamente. Alumbrado 3% Comercial 21% Industrial 41% Residencial 34% Número de Clientes El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en diciembre de se han atendido nuevos suministros más que en diciembre de y nuevos suministros más que en diciembre de. Número de Clientes Año Diciembre Diciembre Diciembre Clientes Variación Anual Variación % ,7% ,4% Clientes ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES Comercial 7% Alumbrado 0,2% Industrial 0,4% Residencial 93% En diciembre del año, el 93% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 7% restante a no residenciales (alumbrado público, industrial y comercial). El sector residencial por su parte, está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kw.h (3) y aquellos que consumen de 31 a 100 kw.h (3), los clientes con otros rangos de consumo representan el 4% kw.h 13% kw.h 16% kw.h kw.h kw.h 6% Otros 4% 18 E l I n f o r m a t i v o

19 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA ESTADÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) 100 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN Comparación I Trimestre 1,678 De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la producción de energía eléctrica al primer trimestre del año fue GW.h, valor que representa un aumento de 6,53% con relación a la producción reportada para el mismo periodo del año anterior (8 604 GW.h). GW.h 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 1, MAJA AIPSA Celepsa E. Santa Cruz S. Minera Corona S. de Fibras Eepsa Chinango San Gaban Egasa Gepsa Termoselva Kallpa SN Power Egemsa Egesur Egenor Shougesa Enersur Electroperú Edegel Respecto a la producción de energía reportada al primer trimestre del año, se han registrado variaciones de 1,66% y 15,73% en la producción hidroeléctrica y térmica respectivamente. EMPRESAS Electroperú Edegel Egenor Eepsa SN Power Termoselva Shougesa Egemsa Egasa Enersur Egesur San Gabán S. Minera Corona E. Santa Cruz S. de Fibras Kallpa Chinango Gepsa Celepsa AIPSA MAJA SINERSA E. Santa Rosa Aguas y Energía PETRAMAS TOTAL PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL ,4 670,3 488,9 179,7 258,5 282,9 25,4 211,6 40,2 23,7 373,4 2,9 422,3 5,2 11,0 0, ,8 993,2 26,7 159,9 99,4 3,0 32,2 775,1 7,9 0,1 43,3 782,4 20, , ,6 696, ,9 99,4 3,0 179,7 290,8 1,058,0 33,2 211,7 40,2 23,7 43,3 782,4 373,4 2,9 422,3 20,1 5,2 11,0 0, ,1 967,7 671,1 512,8 179,6 244,9 285,5 26,1 227,6 4 23,8 376,8 14,1 418,2 5,3 14,6 1,7 25, ,9 956,5 148,2 108,1 114,6 10,2 90,9 988,8 29,4 0,5 59,1 913,7 22,4 10, , ,2 819,3 108,1 512,8 114,6 10,2 179,6 335, ,3 55,5 228,1 4 23,8 59,1 913,7 376,8 14,1 418,2 22,4 5,3 14,6 1,7 25,3 10, E l I n f o r m a t i v o 19

20 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA INCREMENTO / DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEIN I Trimestre 2012 Vs I Trimestre Electroperú 3,9% -97,8% 1,4% Edegel -4,1% -3,7% -3,9% Egenor 0,1% 455,5% 17,6% Eepsa - -32,4% -32,4% SN Power 4,9% - 4,9% Termoselva - 15,4% 15,4% Shougesa - 235,1% 234,9% Egemsa % - % Egasa -5,2% 182, 15,5% Enersur 0,9% 27,6% 20,4% Egesur 3, 273,7% 67, San Gabán 7,6% 343,3% 7,8% S. Minera Corona -0,4% - -0,4% E. Santa Cruz 0,7% - 0,7% S. de Fibras - 36,5% 36,5% Kallpa - 16,8% 16,8% Chinango 0,9% - 0,9% Gepsa 381,5% - 381,9% Celepsa -1, - -1, AIPSA - 11,4% 11,4% MAJA 1,7% 1,7% SINERSA 32,3% 32,3% E. Santa Rosa Aguas y Energia PETRAMAS TOTAL 1,66% 15,73% 6,53% En términos de participación por tipo de fuente se observa que, en el total de la energía producida al primer trimestre del año 2012, la producción de energía proveniente de centrales hidroeléctricas ha registrado un decremento 3% comparado con el primer trimestre del año. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE - SEIN Participación I Trimestre HIDROELÉCTRICA % 65% 35% 38% TERMOELÉCTRICA 20 E l I n f o r m a t i v o

21 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA ESTADÍSTICA DE LA CAPACIDAD EFECTIVA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA IV Trimestre Egesur 1% S. Minera Corona 0,3% Shougesa 1% Kallpa 8,8% Egemsa 1% E. Santa Cruz 0,2% Eepsa 2% CELEPSA 3% San Gabán 2% AIPSA S. Fibras SN Power 4% GEPSA Egasa 5% Edegel 23% Egesur 1% Shougesa 1% Egemsa1% Eepsa 2% San Gabán 2% SN Power 4% Egasa 5% PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA IV Trimestre 2012 S. Minera Corona 0,3% Kallpa 9,2% E. Santa Cruz 0,4% S. Fibras 0,5% Celepsa 3,4% Aipsa Maja 0,1% Sinersa Gepsa 0,2% Edegel 23% Chinango 3% Chinango 3% Enersur 16% Egenor 1 Electroperú 15% Enersur 16% Egenor 1 Electroperú 14% CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN - MW EMPRESA HIDROELÉCTRICA 2012 TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL Edegel Chinango Electroperú Egenor Enersur Egasa SN Power Termoselva San Gabán Eepsa Egemsa Shougesa Egesur S. Minera Corona Kallpa E. Santa Cruz S. de Fibras GEPSA CELEPSA AIPSA MAJA SINERSA E. Santa Rosa Aguas y Energía Petramas TOTAL 552,7 193,5 886,0 374,3 136,8 175,8 268,6 113,1 88,8 34,9 19,6 13,7 9,6 217,4 3,5 1 1, ,1 103,0 265,2 875,8 142,1 175,4 7,8 130,9 63,0 22,9 565,8 29, , ,8 193,5 989,0 639, ,6 317,9 268,6 175,4 120,9 130,9 88,8 63,0 57,8 19,6 565,8 13,7 29,4 9,6 217,4 2 3,5 1 1, , ,0 374,3 136,8 175,8 271,1 113,1 88,8 34,9 19,6 24, ,4 3,5 1 1,8 12, ,2 921,6 16,3 260,4 874,6 142,7 175,4 7,8 115,9 63,0 23,0 581,2 29,4 2 3, , ,2 193,5 902,4 634, ,3 318,5 271,1 175,4 120,9 115,9 88,8 63,0 57,9 19,6 581,2 24,4 29, ,4 2 3,5 1 1,8 12,6 3, ,6 E l I n f o r m a t i v o 21

22 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEIN Participación I Trimestre HIDROELÉCTRICA 49% 48% % 51% TERMOELÉCTRICA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN Comparación I Trimestre MW ,013 1,011 1,475 1,474 SINERSA MAJA AIPSA GEPSA S. de Fibras E. Santa Cruz S. Minera Corona Egesur Shougesa Egemsa Eepsa San Gabán Termoselva Electroandes CELEPSA Egasa Kallpa Egenor Electroperú Enesur Edegel E l I n f o r m a t i v o

23 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Evolución de la Cobertura de la Máxima Demanda De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la cobertura de la máxima demanda registrada en el primer trimestre del año 2012, fue 8,1% mayor que su similar registrado en el año. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de dicha variable desagregado por centrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN. AÑO COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN MES ENERO FEBRERO MARZO ENERO 2012 FEBRERO MARZO Máx. Dem. I Trim. Máx. Dem. I Trim % Variación 2012/ ( MW ) HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL ,9% ,1% ,1% El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en el SEIN. Se observa que la participación promedio de las centrales hidroeléctricas en la cobertura de la Máxima Demanda en el primer trimestre del año y 2012 es 57% y 56% respectivamente. COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN - SEIN 10 9 % Participación en la Cobertura de la Máxima Demanda Termoeléctrica Hidroeléctrica Ene-11 Feb-11 Mar-11 Abr-11 May- 11 Jun-11 Jul-11 Ago-11 Sep-11 Oct-11 Nov-11 Dic-11 Ene-12 Feb-12 Mar-12 E l I n f o r m a t i v o 23

24 16,3% 15,9% 15,5% 15,2% INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de, tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución. TOTAL PERÚ ( - *) 21,9% 20,6% 19,7% 17,1% 15% 14,6% 9, 8,7% 8,5% 8,4% 7,7% 12,4% 11,5% 1 10,3% 9,7% 9,1% 9, 4,8% 4,3% 8,8% 3,6% 8,6% 8,6% 8,2% 3,3% 2,5% 8, 2, 7,8% 1,5% 0,8% % % % % 7,8% % 7,6% % 5% 7,91% 7,59% 7,45% 7,39% 7,28% 7,33% 7, 7,12% 6,85% 7,05% 7,1 7,04% 6,95% 6,88% 6,84% 6,81% 6,82% 6,83% 6,71% Edelnor (Lima Metr.) Luz del Sur 19,1% 16,2% 15,6% 15% 14,1% 11,8% 7,4% 1% 9,9% 6,8% 9,3% 1 6,6% 6,6% 6,1% 8,8% 8,5% 8,7% 8,6% 3,9% 9, 8,6% 3,5% 7,8% 7,7% 2,9% 7,7% 7,8% 7,5% 2,7% 2,1% 1,6% 0,6% 1,2% % % % % % % 19,1% 17,2% 16,2% 12,7% 15% 10,6% 8, 7,4% 7,6% 7,6% 7,5% 6,9% 8,2% 8,2% 7,8% 1 4,3% 7,3% 3,8% 7,3% 3,2% 3, 6,9% 6,3% 7, 6,7% 2,2% 1,8% 1,3% 0,6% 6,4% 6,2% 6, 5,9% % % % % % % 5% 7,7% 7,1% 6,8% 6,8% 6,7% 6,8% 6,8% 6,7% 6,5% 6,6% 6,7% 6,6% 6,7% 6,7% 6,6% 6,6% 6,7% 6,6% 6,5% 5% 7,7% 8,1% 8, 7,9% 7,7% 7,7% 7,5% 7,4% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7, 7, 7, 6,8% 6,7% Edelnor (Zonal Chancay) Edecañete 21,5% 20,4% 19,1% 18,4% 19,1% 18, 15% 15% 13,6% 1 7,4% 9,2% 6,3% 6,4% 6,4% 6,2% 7,9% 8,8% 8,5% 8,7% 8,6% 9, 8,6% 7,8% 3,8% 7,7% 7,7% 7,8% 7,5% 3,3% 1 11,1% 11,3% 10,6% 7,4% 9,5% 8,9% 10,4% 6,6% 6, 6,3% 6,1% 8,3% 8,9% 10,3% 10,2% 9,5% 3,8% 9,2% 8,8% 8,7% 2,7% 2,7% 2,1% 1,6% 1,2% 0,6% % % % % % % 5% 7,7% 6,4% 6,6% 6,6% 6,9% 7, 6,7% 6,3% 6,5% 6,6% 6,7% 6,6% 6,7% 6,7% 6,6% 6,6% 6,7% 6,6% 6,5% 5% 3, % % % 2,3% 2,1% 1,7% 1,3% 1, 0,7% % % % 7,7% 6,1% 6,8% 6,5% 6,7% 7, 6, 5,5% 5,2% 5,5% 5,6% 5,6% 5,2% 5,1% 5, 5,5% 6,3% 6,2% 6, (*) Cifras acumuladas al IV Trimestre de Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales 24 E l I n f o r m a t i v o

25 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA 35% Electrocentro 35% 32,4% Electronorte 3 25,2% 24,9% 21,1% 22,2% 14,3% 29,8% 3 29,5% 26, 23,8% 25,9% 20,8% 15% 11,2% 10,5% 10,6% 10,4% 9,7% 6,2% 5,7% 10,3% 9,5% 8,4% 9,3% 9, 9,4% 9,6% 8,9% 9,3% 9,1% 9,2% 7,6% 8,7% 9,4% 15% 11, 10,9% 10,8% 10,4% 9,5% 14, 1 4,9% 4,8% 3,5% 2,8% 2, 1,4% % % % % % % 1 5,9% 5,3% 4,5% 4, 11,3% 10,4% 1% 9,8% 9,5% 9,1% 9, 8,9% 8,9% 9, 3,1% 2,5% 1,8% 1,1% % % % % % 8,9% % 5% 9,3% 8,8% 8,8% 8,6% 8,6% 9, 9,2% 9,1% 8,9% 9,4% 9,5% 9,4% 9,1% 8,9% 8,8% 9, 9,1% 9,5% 9,7% 5% 9,1% 9, 8,8% 8,6% 8,4% 8,3% 8,3% 8,2% 7,7% 8,1% 8,1% 8,2% 7,7% 7,5% 7,4% 7,2% 7,2% 7,6% 7,5% 35% 3 15% 1 5% 24,6% 34, 2% 8,5% 8, 28,4% 7,7% 27,3% 10,3% 9,8% 9,4% 9,1% 7,4% 24,7% 8,1% 7,1% 21,2% 4,9% 6,9% 16, 3,9% 6,1% 10,9% 3,4% Electronoroeste 9,6% 3, 6,3% 5,9% 9,9% 9,6% 2,3% 6,2% 9,9% 9,9% 1% 1,9% 6,2% 1,3% 6, 0,9% 5,8% % 5,6% 9,6% 9,5% 9,6% % % % 5,7% 5,6% 5,7% 1% % 5,8% 9,8% % 5,7% 35% 3 15% 1 5% Hidrandina 32, 31,7% 29,6% 28, 22,4% 20,4% 17, 17,3% 12,7% 15,3% 15,7% 15,2% 11,4% 15, 10,2% 9,8% 9,2% 8,5% 10,6% 9,2% 9,4% 7, 10,1% 10,1% 9,8% 9,4% 9,5% 6,7% 5,1% 4, 3, 1,9% % % % % % % 7,5% 6,6% 6,5% 6,8% 7, 7,4% 7,2% 6,9% 6,8% 7,2% 7,3% 7,3% 7,1% 7,1% 7, 6,8% 6,8% 7,1% 6,8% 35% Seal 35% Electro Sur Este 29,3% 3 28,8% 3 29,3% 25, 24,5% 23,1% 23, 22,8% 22,6% 22,8% 20,7% 16,3% 19,2% 16, 13,7% 15,5% 15% 12,7% 12,4% 12,4% 12,5% 11,5% 13, 12,2% 7,1% 10,6% 10,1% 10,5% 9,4% 9, 8,3% 6,4% 5,4% 1 3,8% 4,5% 3, 2,2% 1,4% % % % % % % 5% 8,3% 8,1% 8,1% 8,1% 8, 7,9% 7,8% 7,7% 6,6% 7,8% 7,7% 7,7% 7,3% 7,3% 7,2% 7,2% 7,4% 7,7% 7,4% 15% 1 5% 14,7% 14,9% 11,3% 14,4% 10,8% 10,7% 10,4% 12,9% 12,9% 12,3% 10,1% 12,7% 11, 11,5% 9,8% 6,1% 4,9% 5,5% 4,7% 3,5% 2, 10,5% 11, 12,8% 11,8% 2,8% 1,3% % % % % % % 9,5% 8,8% 8,8% 8,8% 8,7% 8,7% 8,5% 9,4% 8,7% 9,5% 9,6% 9,3% 8,9% 8,7% 8,4% 8,4% 8,7% 8,8% 8,9% (*) Cifras acumuladas al IV Trimestre de Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales E l I n f o r m a t i v o 25

26 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA 35% Electro Sur Medio 35% Electrosur , 22,1% 18,6% 19,5% 19,4% 19,3% 22,7% 18,8% 19, 14,8% 11,4% 15% 1 5% 7,6% 7,3% 7,2% 7, 6, 3,7% 13,7% 10,8%10,5% 3,5% 3, 2,6% 11, 11,2% 2, 0,8% % 1,6% 12,7% 12,3% 12,3% 1,2% 5,3% 5,2% 6,2% 6, 5,9% 5,7% 5,3% 5,4% 5,5% 5,4% 5,4% 5,3% 4,8% 4,8% 12, % 4,8% 11,5% % 5, 9, % 5, 8,5% % 5,5% 7,8% % 5,3% 15% 1 5% 10,1% 9,8% 9,5% 9,4% 8,6% 110,9% 5,3% 10,1% 11,8% 13,4% 11,5% 10,5% 9,4% 4,2% 8,9% 2,4% 1,7% 5, 3,8% 3, 1,2% 8,3% 8, 7,8% 7,7% 7,5% 7,5% 7,7% 9,4% 8,7% 7,8% 7,9% 7,7% 7,3% 7,3% 8,3% % 8,5% % 7,2% 8, % 7, 7,1% 7,8% 7,5% % % % 7,1% 7,4% 7,2% 4 Electro Oriente 4 Sersa (Rioja) 35% 35% 34,8% 3 28,2% 27, 27,3% 24,6% 23,4% 22,3% 19,6% 17,7% 3 23,4% 27, 27,9% 25,3% 22,4% 16,4% 17,3% 15,8% 15% 1 5% 1% 9,8% 9,7% 9,8% 9,1% 5,8% 5,2% 4,2% 13,4% 12,4% 12,7% 13,4% 11,3% 10,5% 3,9% 2,9% 2,3% 1,7% 1, % 8,4% 7,3% 8,3% 8,1% 8, 8, 8, 8, 7,6% 7,5% 7,4% 7,4% 7,3% 7,3% 12,4% % 7,2% 9,8% % 7,2% 9,7% % 7,3% 7,4% % 7,4% 9,2% % 7,4% 15% 1 5% 12,1% 11,7% 15, 15, 16,1% 16,5% 15,2% 15,3% 14,4% 14,7% 13,4% 12,9% 10,4% 1% 9,8% 6,6% 6, 5,2% 4,9% 3,7% % % 3, 2,1% 1,8% % % % % 9,3% 8,3% 8,1% 9, 10,2% 9,8% 9,3% 9,5% 9,6% 9,5% 9,4% 9,4% 9,8% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 10,5% 10,5% 4 37,1% 38,9% Electro Ucayali 4 Electro Puno 35% 33, 35% 3 25,2% 22,2% 15% 11,2% 10,5% 1 5% 9,3% 8,8% 28,9% 17,8% 12,1% 13,1% 11,7% 11,9% 9,8% 10,4% 8,6% 8, 9,1% 7,2% 8,9% 7,4% 8,3% 9,6% 8,6% 4,6% 4, 3,4% 3, 2,4% 1,9% 1,4% 1, % % % % % % 7, 6,5% 6,3% 6,5% 6,3% 6,2% 5,8% 6,3% 6,4% 6,4% 6,2% 6,2% 6,3% 6,3% 6,5% 6,8% 6,7% 29,3% 3 22,6% 19,2% 16, 16,7% 14,7% 14,9% 15% 14,7% 16,4% 15,5% 13,7% 14,5% 14,7% 11,3% 10,8% 13,3% 10,7% 12,2% 12,9% 12,3% 10,4% 11,5% 12,4% 9,8% 6,1% 5,5% 1 4, 2,9% 3,4% 2,3% 1,7% 1, % % % % % % 5% 9,5% 8,8% 8,8% 8,6% 8,7% 8,7% 8,5% 7,4% 6,5% 7,8% 7,8% 7,8% 7,9% 7,9% 8, 7,8% 8,4% 8,6% 8,6% (*) Cifras acumuladas al IV Trimestre de Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales 26 E l I n f o r m a t i v o

27 Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/ Los resultados económicos que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estados financieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, remiten a OSINERGMIN. Balance General El total de activos para diciembre del fue de S/ ,7 millones. Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales a diciembre del ascienden a S/ ,4 millones representando el 73,5% del total de activos. Del total de activos S/ ,7 millones (10); el 56,8% de activos corresponde al conjunto de empresas generadoras, el 10,3% a las empresas transmisoras y el 33, a las empresas de distribución. Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,2% (S/ ,8 millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 1,8% (S/. 611,9 millones) a los Sistemas Aislados. Al cierre de diciembre del presente año, el pasivo total asciende a S/ ,9 representa el 39,9% de los activos totales. millones lo cual En relación a la estructura del pasivo por subsector; el 54,9% de pasivos corresponden al conjunto de empresas generadoras, el 14,2% a las empresas transmisoras y el 30,9% a las empresas de distribución. A diciembre del el pasivo corriente asciende a S/ ,9 millones (29,1% del pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/ ,0 millones (70,9% del pasivo). El patrimonio neto a diciembre del asciende a S/ ,8 millones, el cual representa el 60,1% de los activos totales. Cabe destacar que el 58, del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras, mientras que a las empresas distribuidoras 34,3% y el 7,7% a las de transmisión. Cabe destacar que el 57,7% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras, mientras que a las empresas distribuidoras 34,2% y el 8,1% a las de transmisión. RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD Al 31 de Diciembre de (Expresado en Millones de Nuevos Soles) Generación Transmisión Distribución Total ACTIVO ACTIVO CORRIENTE ACTIVO NO CORRIENTE Activo fijo Otros activos no corrientes TOTAL ACTIVO PASIVO PASIVO CORRIENTE PASIVO NO CORRIENTE PATRIMONIO NETO TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 221, , , , , , , , , ,3 465, ,0 335, , , ,3 604, , , , , , ,4 266, , , , , , , , , , , , , , , , ,7 En esta sección Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/, la suma de los porcentajes y/o subtotales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. E l I n f o r m a t i v o 27

28 RESUMEN DEL BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE (En Millones de Nuevos Soles) Empresa Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva TOTAL GENERADORAS Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TOTAL TRANSMISORAS Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa TOTAL DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS TOTAL Activo Activo Pasivo Pasivo Patrimonio Corriente No Corriente Corriente No Corriente Neto 52,1 5,6 56,6 364,0 179,1 129,5 62,2 209,6 23,1 70,3 319,2 325,1 182,3 62,2 77,0 30,2 73, ,7 15,9 17, ,3 213,8 465,8 68,9 11,1 13,5 378,1 95,6 91,1 46,8 33,0 130,7 49,8 84,8 73,8 1,0 28,1 1,7 108,3 323,0 107,3 0, , , ,1 130, , ,2 582, ,5 265,6 863,0 634, ,1 169, , , , ,0 407,5 35,0 89,7 208, ,6 177,1 109,4 120, , , ,0 378,4 31,1 67, ,1 742,9 415,7 325,6 149,4 481,2 230,6 531,9 296,5 2,4 135,7 6.21,1 79,2 2,270,6 262,3 0, , , ,8 481, ,9 89,8 117,9 312,5 78,6 31,3 15,8 79,1 7,2 100,4 199,8 273,8 180,9 50,9 13,4 4,6 25, ,1 0,2 13,4 6,4 244,2 340,1 604,2 5,6 12,4 5,2 536,9 126,2 107,1 64,8 17,9 107,7 15,1 74,2 58,2 0,2 7,1 0,9 184,0 425,5 88,3 0, , , ,2 107, ,9 418,2 218, ,7 174,3 100,2 11,5 556,8 9,0 613,4 183, , ,4 75,2 0,6 37,1 27, ,5 15,0 43,1 82,2 573,8 643, ,1 1,5 2,0 13, ,1 87,2 64,1 36,3 13,8 24,1 17,6 20,2 61,0 0,4 0,1 0, ,3 1, , , ,9 24, ,0 584,1 36,7 302, ,3 191,8 861,0 669,6 846,8 176,6 933, ,9 881,2 513,0 343,5 98,0 78,2 228, ,7 177,8 70,6 52,3 606,6 691, ,5 440,2 27,8 62, ,2 625,1 335,7 271,4 150,8 480,1 247,6 522,3 251,1 2,7 156,5 6,8 950, ,7 279,6 0, , , ,8 480, ,8 28 E l I n f o r m a t i v o

29 Estado de Ganancias y Pérdidas Al 31 de Diciembre de, el sector eléctrico registró ingresos por S/ ,5 millones. Los gastos operativos fueron de S/ ,4 millones (77,7% de los ingresos), resultando una utilidad operativa de S/ ,1 millones (22,3% de los ingresos). La utilidad neta del periodo fue de S/ ,2 millones representando el 13,8% de los ingresos totales. RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS Al 31 de Diciembre de (En Millones de Nuevos Soles) Concepto Ingresos Gastos Combustibles y lubricantes Compra de energía Cargas de personal Servicios prestados por terceros Provisiones del ejercicio Otros Gastos Utilidad (Pérdida) de Operación Utilidad de operación / ingresos Ingresos (Gastos) no Operativos Utilidad (Pérdida) Neta Generación Interna de Recursos Generación Transmisión Distribución Total 5 998,7 483, , , ,7 283, , , ,4 0,6 142, , ,9 0, , ,5 330,3 47,4 375,2 752,9 318,7 62,5 600,5 981,7 792,4 144,1 461, ,1 414,1 29,0 321,2 764, ,0 199, , ,0 0,3 0,4 0,2 0,2 65.4,1-33,4-42,2-10,2 344,0 118,4 689, , ,3 343, , , ,7 Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad 6 383, , ,7 Ingresos Gastos Utilidad (Pérdida) de Operación Generación Interna de Recursos Utilidad (Pérdida) Neta , , , , , ,6 343,9 283,8 199,8 118,4 689,6 0 Generación Transmisión Distribución E l I n f o r m a t i v o 29

30 RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS AL 31 DE DICIIEMBRE DE (En Millones de Nuevos Soles) Utilidad Generación Utilidad Empresa Ingresos Gastos (Pérdida) Interna de (Pérdida) de operación Recursos Neta Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva TOTAL GENERADORAS Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TOTAL TRANSMISORAS Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa TOTAL DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS TOTAL 189,7 5,9 147, ,7 213,9 177,6 116,8 413,8 41,4 223,3 971, ,5 678,3 116,0 79,8 28,2 244, ,7 22,7 30,7 38,6 271,5 120,1 483,6 52,0 61,7 29, ,8 283,4 307,4 233,1 107,5 265,8 100,7 199,1 202,7 9,6 74,8 5,0 474, ,7 280,3 3, , , ,8 265, ,6 164,6 5,8 67,5 800,1 120,3 148,2 92,1 312,0 36,3 122,4 598,8 746,0 580,1 87,1 67,5 16,9 185, ,7 20,1 10,7 17,8 182,2 53,0 283,8 65,9 58,4 27, ,1 234,5 282,5 207,9 96,0 262,3 87,3 174,8 184,9 9,5 76,1 4,3 425, ,5 241,0 2, , , ,3 262, ,6 25,1 0,1 80,4 424,5 93,6 29,3 24,7 101,7 5,2 101,0 372,4 379,6 98,2 28,9 12,3 11,4 58, ,0 2,6 2 20,8 89,3 67,1 199,8-14,0 3,3 1,6 352,7 48,9 24,9 25,2 11, ,4 24,2 17,8 0,1-1,4 0,7 48,9 447,1 39,3 0, , , ,5 3, ,0 91,5 2,2 94,3 622,0 107,7 70,4 46,9 158,7 13,1 130,9 509,0 475,0 169,4 44,2 16,9 17,0 70, ,3 14,8 26,1 27,8 173,1 102,3 343,9 0,1 5,2 5,9 484,6 85,2 45,6 40,8 19,9 24,9 23,4 53,7 34,7 0,5 4,6 1,2 95,4 523,6 59,9 0, , , ,2 24, ,1 39,0 0,2 46,6 343,1 84,0 22,0 17,7 89,1 3,7 74,0 229,0 236,2 77,9 24,2 12,5 7,2 37, ,0 1,4 13,6 10,4 45,5 47,5 118,4-5,4 3,2 1,1 206,7 33,8 20,8 17,6 8,8 3,6 6,7 16,5 12,5 0,1 1,2 0,5 37,1 296,8 27,6 0,3 689, , ,5 3, ,1 30 E l I n f o r m a t i v o

31 Ratios Financieros En función a los estados financieros de las empresas al 31 de diciembre de se ha preparado ratios a nivel de empresa y consolidado por tipo y sistema. Para los totales consolidados por tipo de empresa, estos ratios fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa. RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE Empresa Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa SanGabán Shougesa Sinersa Termoselva GENERACIÓN Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TRANSMISIÓN Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Emseusa Hidrandina LuzdelSur Seal Sersa DISTRIBUCIÓN SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADONACIONAL SISTEMAS AISLADOS TOTAL 0,58 0 0,48 1,16 2,28 4,14 3,95 2,65 3,22 0,70 1,60 1,19 1,01 1,22 5,76 6,57 2,93 1,41 97,43 1,33 3,15 0,81 0,63 0,77 12,27 0,89 2,60 0,70 0,76 0,85 0,72 1,84 1,21 3,29 1,14 1,27 4,24 3,93 1,94 0,59 0,76 1,21 3,02 0,90 1,07 1,21 1,08 0,87 0 1,11 0,76 1,32 0,15 4 0,75 9 0,76 0,13 1,59 2,33 0,37 0,14 0,53 0,23 0,63 9 0,80 1,69 1,35 1,42 1,23 2 0,52 0,29 1,63 0,34 0,51 0,37 0,21 0,27 0,13 0,18 0,47 0,23 0.,05 0,17 0,35 0,95 0,32 0,29 0,60 0,67 0,27 (*) Para las empresas San Gabán y Eteselva la efectividad de cobranza se calcula como: Total Ingresos / Total Cuentas por Cobrar Total Cuentas por Cobrar = Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) + Otras Cuentas por Cobrar (Neto) + Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 0,66 15,66% 5,89% 31,19% 26,98% 56,14% 8,17% 7,01% 18,75% 7,4 14,02% 16,87% 53,9 33,03% 12,87% 17,27% 21,69% 30,66% 21,87% 8,3 36,93% 53,12% 28,53% 14,79% 21,52% 3% 18,63% 9,48% 48,4 13,63% 13,58% 15,05% 13,22% 5, 9,44% 10,29% 13,84% 17,63% 2,94% 18,03% 13% 39,35% 21,41% 63,53% 21,14% 21,96% 6,02% 21,59% 8,8 6,94% 16, 16,89% 40,54% 8,15% 7,39% 12,47% 7,7 8,3 16,52% 24,32% 11,09% 10,85% 48,41% 18,91% 33,72% 15,15% 8,33% 23,86% 23,0 14,11% 7,0 11,12% 3% 16,62% 8,8 21,5 11,47% 10,97% 12,54% 13,33% 5,18% 10,14% 10,1 11,72% 29% 3,39% 19,57% 8,09% 23,06% 22,82% 154,6 15,47% 17,88% 6,09% 17,66% ,36% 52,64% 5,18% 8,97% 11,39% 13,18% 12,93% 18,91% 19,73% 26,13% 12,9 7,03% 5,7 13,73% 7,56% 31,65% 4,12% 10,82% 22,96% 11,31% 18,78% 29,7 11,12% 22,73% 94,69% 15,12% 11,44% 22,65% 17,92% 19,47% 16,54% 17,39% 18,54% 22,07% 17,39% 23,52% 19,81% 19,81% 17,07% 19,95% 11,93% 14,66% 17,81% 15,28% 13,4 17,39% 13,48% E l I n f o r m a t i v o 31

32 NOTICIAS Aprobación del Precio a Nivel de Generación (Vigencia: Febrero-Abril 2012) Mediante Resolución OSINERGMIN N se aprobó el PNG y su programa trimestral de transferencias para el periodo febrero 2012 abril 2012 distinguiéndose entre empresas aportantes y receptoras. Dicha Resolución fue publicada el y corregida mediante Fe de erratas el La base legal de dicha resolución es el Art. 29 de la Ley la cual dispuso que el PNG sea la base para el cálculo de pliegos tarifarios de electricidad aplicables a los clientes regulados del SEIN. Se complementa con el numeral 4.4 del art. 4 del Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN que estableció el método para el cálculo el cálculo del programa de transferencias sobre la base de un PNG único en el sistema. Aprobación de los cargos adicionales que se incluyen en los peajes de transmisión debido a la generación adicional y la distribución de gas natural en Lima y Callao (Vigencia: Febrero - Abril 2012) De conformidad con dichas normas, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD se aprobaron los factores de actualización p y "FA" aplicables a partir del 04 de febrero de 2012 para determinar los cargos unitarios por generación adicional añadidos en el Peaje de Transmisión Principal y el Peaje Unitario por Compensación (PUC) a incluirse en las áreas de demanda 6 y 7. Dicha resolución fue publicada el Base Legal del "p": Mediante los D.U. N 037- y N 049- y el D.Leg N 1002 se dispuso que se incluya en el peaje de transmisión principal un conjunto de cargos unitarios destinados a cubrir los sobrecostos debido a la generación adicional en el SEIN. Mediante las Res. N 001-, 001- y 001--OS/CD se estableció la metodología de cálculo de estos cargos, su fijación en la Resolución de Barra y revisión trimestral con el PNG mediante el factor "p". Base Legal del "FA": Mediante el D.S. N 048--EM, modificado por el D.S. N 082--EM se estableció el peaje unitario por compensación (PUC) disponiéndose que su valor se incluya en las áreas de demanda 6y7afin de compensar al concesionario de distribución de gas natural hasta el año 2013 por la aplicación de tarifas previas a la vigencia de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural. Mediante Res. N 288--OS/CD, modificada por la Res. Nº 238--OS/CD, se aprobó la metodología de cálculo del PUC, disponiéndose su revisión trimestral mediante el factor "FA". Aprobación del Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) Mediante la Res. N OS/CD se aprobó el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (en adelante FOSE) aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad y su respectivo Programa Trimestral de Transferencias Externas, vigente para el periodo Febrero 2012 Abril Dicha resolución fue publicada el Base Legal: La Ley N 27510, modificada por la Ley N 28307, dispone la obligación del OSINERGMIN, de aprobar el FOSE y su programa de transferencias. Para el cálculo del factor de recargo del FOSE, se ha considerado la información de los sistemas fotovoltaicos, de conformidad con lo dispuesto por el numeral 1 del Artículo 4º de la Resolución OSINERGMIN Nº 206--OS/CD. Las últimas publicaciones emitidas por la GART de OSINERGMIN son: "El Informativo Año 17 Nº 1 Enero 2012", "Operación del Sector Eléctrico Año 13 Marzo 2012", "Tarifas y Mercado Eléctrico Año 10 Nº 03 Marzo 2012" y "Reporte Estadístico del Mercado Libre de Electricidad Año 12 Marzo 2012". Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av. Canadá 1460, Lima 41, Perú Telfs: (511) Fax: (511) Correo Electrónico: postmaster.gart@osinerg.gob.pe Sitio Web: COMITÉ Víctor Ormeño Salcedo EDITORIAL: Miguel Révolo Acevedo Jaime Mendoza Gacón Luis Espinoza Quiñones COLABORADORES: Juan José Javier Jara Luis Grajeda Puelles Marcelo Damas Flores Severo Buenalaya Cangalaya vormeno@osinerg.gob.pe mrevolo@osinerg.gob.pe jmendoza@osinerg.gob.pe lespinozaq@osinerg.gob.pe jjavier@osinerg.gob.pe lgrajeda@osinerg.gob.pe mdamas@osinerg.gob.pe sbuenalaya@osinerg.gob.pe