CONTENIDO. Presentación 7

Transcripción

1 ANUARIO ESTADÍSTICO 1994

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3 ANUARIO ESTADÍSTICO 1994

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5 CONTENIDO Presentación 7 1. Introducción 8 2. Resoluciones de la comisión de tarifas eléctricas 9 3. Situación de las tarifas Periodo enero diciembre Opciones tarifarias Pliegos tarifarios Incrementos tarifarios Evolución de las tarifas por opciones tarifarias Variables de cálculo tarifario aprobadas en las regulaciones mayo y noviembre de Precios en barra y costos de distribución Factores de actualización Precios en barra equivalente de media tensión El mercado eléctrico en Introducción Período Venta de energía Facturación Precios medios Clientes Situación económico y financiera de las empresas de servicio público de electricidad Introducción Balance general Estado de ganancias y pérdidas Análisis financiero Indicadores financieros 48 5

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7 PRESENTACIÓN La Comisión de Tarifas Eléctricas ha preparado esta publicación con el objetivo de informar acerca de la evolución del mercado eléctrico nacional, del sistema de precios y de la gestión empresarial del sector, la misma que viene funcionando de acuerdo a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su respectivo reglamento. Los resultados obtenidos concuerdan con las expectativas del funcionamiento de la nueva estructura del sector eléctrico nacional. Así, a diciembre de 1994 se alcanzó el 99.4 por ciento de cobertura en las tarifas a clientes finales, lográndose con ello niveles económicos en los precios de la electricidad. De otro lado, durante 1994 las pérdidas de energía eléctrica se redujeron como resultado de la mejor gestión de las empresas de electricidad, luego de tres años de continuos incrementos. lo cual ha redundado en un incremento de los ingresos de las empresas distribuidoras. Asimismo, el crecimiento del número de clientes en el mercado eléctrico fue del 9.7 por ciento en tanto que las ventas de energía se incrementaron en 12.3 por ciento. Como resultado del nuevo entorno, socioeconómico del país, la situación económica y financiera de las empresas del sector ha mejorado notablemente alcanzando utilidades en diez de ellas. Esperamos que los inversionistas, propietarios, clientes, proveedores y demás protagonistas del sector eléctrico, encuentren en este Anuario Estadístico una herramienta útil para la toma de decisiones que a su vez garantice la estabilidad y transparencia del sector. Finalmente expresamos nuestro reconocimiento al personal de la Comisión de Tarifas Eléctricas por la elaboración del Anuario y a las empresas del sector por su colaboración. Lima, julio de 1995 Santiago B. Antúnez de Mayolo M. Presidente Comisión de Tarifas Eléctricas 7

8 1. INTRODUCCIÓN Este documento resume los resultados de la gestión tarifaria, gestión comercial y situación económica y financiera de las empresas del sector eléctrico durante Desde el punto de vista de la regulación tarifaria, el periodo 1994 estuvo delineado por el siguiente marco legal: PRECIOS EN BARRA (GENERACIÓN) Regulación tarifaria Vigencia Resolución No P/CTE Noviembre Abril 1994 Resolución No P/CTE Mayo Octubre 1994 Resolución No P/CTE Noviembre Abril 1995 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN Regulación tarifaria Vigencia Resolución No P/CTE Noviembre Octubre 1997 El anuario cuenta con cuatro partes : La primera, se refiere a las Resoluciones de Fijación Tarifaria emitidas durante Se aprobó un total de 16 resoluciones, de las cuales dos corresponden a la variación de los precios en barra. La segunda, se ocupa de la situación tarifaria, diferenciándose las opciones tarifarias, los pliegos tarifarios, los incrementos y la evolución de los precios medios por opciones tarifarias para el período enero 1994-diciembre La tercera parte está dedicada al análisis y recopilación de la información detallada de los mercados eléctricos libre y regulado de las empresas del sector, presentándose reportes de ventas de energía, facturación, precios medios resultantes, número de clientes y balance de energía para el período Finalmente, se presenta la situación económico-financiera de cada una de las empresas del sector electricidad, agrupadas por empresas eléctricas, Sistemas Interconectados y por tipo de actividad (generación, transmisión y distribución). Asimismo se muestran los Balances Generales, Resultados Económicos (por naturaleza y destino) a cifras históricas y ajustadas. Adicionalmente se presenta los resultados del Análisis Financiero mediante 15 ratios que dan a conocer la liquidez, solvencia, rentabilidad, gestión de cuentas por cobrar y gestión de la deuda. 8

9 2. RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS EN 1994 Durante 1994, la Comisión de Tarifas Eléctricas aprobó 16 resoluciones. Dos de ellas fijaron la variación de los precios en barra, una fijó los costos de reposición y mantenimiento, tres aprobaron la publicación de procedimientos, dos eran modificatorias y las ocho restantes se referieron a otras atribuciones que le confiere la Ley de Concesiones Eléctricas a la comisión. A continuación se resumen dichas resoluciones: n Nº P/CTE (16/03/1994) Aprueba la publicación de los documentos Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra y Procedimiento y Cálculo del Valor Agregado de Distribución y de las Tarifas a Clientes Finales correspondientes a la regulación tarifaria del mes de noviembre de n Nº P/CTE (29/04/1994) Fija a partir del 01 de mayo de 1994 los precios en barra y las condiciones de aplicación para las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinados al Servicio Público de Electricidad. n Nº P/CTE (18/05/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración presentado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte (COES-SICN) contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (18/05/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración presentado por la Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S.A. (ETECEN) contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (18/05/1994) Declara improcedente e infundado el recurso de reconsideración presentado por la Empresa Electro Nor Oeste S.A. contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (15/06/1994) Aprueba la publicación del documento Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra correspondiente a la regulación del mes de mayo de 1994, concordante con la Resolución N P/CTE. n Nº P/CTE (13/09/1994) Modifica los valores de F2 y F3 contenidos en el Numeral del Artículo Primero de la Resolución N P/CTE. n Nº P/CTE (28/10/1994) Fija a partir del 01 de Noviembre de 1994 los precios en barra y las condiciones de aplicación para las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinados al Servicio Público de Electricidad. n Nº P/CTE (02/11/1994) Fíja las fórmulas de cálculo y procedimiento para la obtención de los valores máximos del cargo mensual de reposición y mantenimiento de conexión a que se refiere el Artículo 163 del D.S. N EM, aplicables a los clientes finales de servicio público de electricidad de las empresas concesionarias de distribución. n Nº P/CTE (16/11/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu - EGEM S.A. contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (16/11/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Sur Oeste (COES-SISO) contra la Resolución P/CTE. 9

10 n Nº P/CTE (16/11/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por ELECTROPERÚ contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (24/11/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por EDELNOR S.A. contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (16/11/1994) Declara infundado el recurso de reconsideración interpuesto por EDELSUR S.A. (actualmente Luz del Sur S.A.) contra la Resolución P/CTE. n Nº P/CTE (15/12/1994) Aprueba la publicación del documento Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra correspondiente a la regulación tarifaria del mes de noviembre de n Nº P/CTE (23/12/1994) Precisa que en virtud de lo dispuesto por el Decreto Supremo EM ha quedado sin efecto el Artículo Tercero de la Resolución N P/CTE. 10

11 3. SITUACIÓN DE LAS TARIFAS Durante 1994 continuó vigente el nuevo sistema de precios iniciado en mayo de 1993 al ponerse en marcha la reestructuración del sistema prevista en la Ley de Concesiones Eléctricas y su respectivo reglamento PERIODO ENERO DICIEMBRE 1994 Los precios en barra (transacción de generador a distribuidor) son regulados semestralmente (mayo y noviembre) y cada cuatro años se regula el valor agregado de distribución, las fórmulas tarifarias y sus fórmulas de actualización (primera fijación: noviembre octubre 1997). La Comisión de Tarifas Eléctricas fija los precios máximos y las empresas determinan los precios aplicables sin exceder dicho límite. La regulación corresponde a los clientes de servicio público de electricidad, dejando en libertad a aquellos clientes con demandas superiores a 1000 kw Opciones Tarifarias Los clientes tienen la alternativa de elegir la opción tarifaria que más les convenga. Estas opciones tarifarias están clasificadas de acuerdo al tipo de medición y nivel de tensión del cliente, según se muestra a continuación: Opción tarifaria Descripción MT2 2E2P Doble medición de energía y doble medición o contratación de potencia, media tensión. MT3P 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados de punta. MT3FP 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados fuera de punta MT4P 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados de punta. MT4FP 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, media tensión, clientes clasificados fuera de punta. BT2 2E2P Doble medición de energía y doble medición o contratación de potencia, baja tensión. BT3P 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados de punta. 11

12 Opción tarifaria Descripción BT3FP 2E1P Doble medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados fuera de punta BT4P 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados de punta. BT4FP 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clientes clasificados fuera de punta. BT4AP 1E1P Simple medición de energía y simple medición o contratación de potencia, baja tensión, clasificado como de alumbrado público. BT5 1E Simple medición de energía, baja tensión. BT6 1P Simple contratación de potencia, baja tensión Pliegos tarifarios Las empresas distribuidoras calculan y publican sus pliegos tarifarios, refiriéndolos a las barras de compra respectivas y añadiendo el valor agregado de distribución pertinente. Los pliegos tarifarios aplicables a cada una de los sistemas eléctricos del país se encuentran diferenciados, existiendo un total de 49 pliegos a nivel nacional Incrementos tarifarios En Junta de Accionistas, las empresas eléctricas aprobaron las tarifas practicables, fijándose factores de cobertura (Tarifa Practicable/Tarifa Máxima) menores o iguales a la unidad dependiendo de la opción tarifaria y consumo del cliente. Los reajustes de la tarifa aplicable tuvieron lugar en las siguientes fechas: a) 1 de febrero de 1994 b) 1 de mayo de 1994 c) 1 de agosto de 1994 d) 1 de octubre de 1994 e) 1 de noviembre de 1994 En el siguiente cuadro se observa la evolución de los incrementos mensuales y acumulados de las tarifas máximas en el mercado regulado por las empresas así como los incrementos de la inflación interna. 12

13 INCREMENTOS TARIFARIOS ENERO-DICIEMBRE 1994 (%) Mes Tarifa Máxima Inflación Interna Mensual Acumulada Mensual Acumulada Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Evolución de las tarifas por opciones tarifarias La evolución de los precios medios (ctv.us$/kw.h) por opciones tarifarias y tipo de mercado, se muestran en los gráficos 3.1 a 3.5 para el período mayo diciembre 1994, de acuerdo a lo siguiente: Gráfico 3.1 : Tarifa Residencial Promedio BT5 Residencial Gráfico 3.2 : Tarifa Alumbrado Público BT4 Alumbrado Público Gráfico 3.3 : Tarifa Clientes Presentes, en Punta MT3P, MT4P, BT3P, BT4P,BT5 No residencial Gráfico 3.4 : Tarifa Clientes Fuera de Punta MT2, MT3FP, MT4FP, BT2, BT3FP y BT4FP Gráfico 3.5 : Precios Clientes Libres MT1, AT1 y MAT1 Los precios medios regulados se han obtenido empleando las tipologías de consumo de los diversos tipos de clientes en las opciones tarifarias correspondientes, a fin de hacerla comparable en el tiempo. Dicha tipología corresponde a los estudios de caracterización de la carga desarrollados por la Comisión de Tarifas Eléctricas. Los precios medios libres se han obtenido de la información reportada por las empresas eléctricas, resaltando que el comportamiento variable de los mismos obedece a las realidades particulares de los contrato entre empresa y cliente (gráfico 3.5, cuadro 4.5, cuadro 4.6, cuadro 4.7) VARIABLES DE CALCULO TARIFARIO APROBADOS EN LAS REGULACIONES MAYO Y NOVIEMBRE DE Precios en barra y costos de distribución De conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento, durante 1994 tuvieron lugar dos regulaciones tarifarias: - Mayo 1994 : Precios en Barra y Condiciones de aplicación. Resolución Nº P/CTE - Noviembre 1994 : Precios en Barra y Condiciones de aplicación. Resolución Nº P/CTE 13

14 Los costos aprobados en dichas regulaciones fueron los que se indican en los cuadros 3.1 y 3.2 para los meses de mayo y noviembre respectivamente Factores de actualización Los costos de distribución regulados en la fijación de noviembre de 1993 (Resolución N P/CTE, vigente por cuatro años) y los costos de generación (Resoluciones P/CTE y P/CTE vigentes por seis meses), están sujetos a actualizaciones periódicas en función a la variación de los principales indicadores macroeconómicos (tipo de cambio, índice de precios por mayor, precio de combustibles, precio del cobre, índice de salarios y tasa arancelaria). La aplicación de este procedimiento dio lugar a la obtención de los factores de actualización tarifaria que se señalan en el cuadro Precios en barra equivalente de media tensión El sistema de precios vigente diferencia los costos en las distintas barras de los sistemas interconectados, según su ubicación relativa y las pérdidas marginales respecto a la barra base. Dicha diferencia se expresa en la barra equivalente de media tensión, donde se inicia el sistema de distribución de media y baja tensión (gráficos 3.6 y 3.7) para los meses de mayo 1994 y noviembre 1994 respectivamente. El precio medio obtenido en el nivel de media tensión considera un factor de carga de 0.55 y una estructura de compra de 35 por ciento de energía en horas de punta y la diferencia en horas fuera de punta. 14

15 RELACIÓN DE GRÁFICOS Y TABLAS (Situación de las Tarifas) GRÁFICO N 3.1 GRÁFICO N 3.2 GRÁFICO N 3.3 GRÁFICO N 3.4 GRÁFICO N 3.5 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA RESIDENCIAL PROMEDIO (Enero 94- Diciembre 94) EVOLUCIÓN DE LA TARIFA DE ALUMBRADO PÚBLICO (Enero 94- Diciembre 94) EVOLUCIÓN DE LA TARIFA PARA CLIENTES CON CONSUMO PREDOMINANTE EN HORAS DE PUNTA (Enero 94- Diciembre 94) EVOLUCIÓN DE LA TARIFA PARA CLIENTES CON SONSUMO PREDOMINANTE EN HORAS FUERA DE PUNTA (Enero 94- Diciembre 94) EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS MEDIOS DE LOS CLIENTES LIBRES (Enero 94- Diciembre 94) GRÁFICO N 3.6 PRECIO MEDIO EN BARRA EQUIVALENTE MT (Mayo 94) GRÁFICO N 3.7 PRECIO MEDIO EN BARRA EQUIVALENTE MT (Noviembre 94) CUADRO 3.1 CUADRO 3.2 PRECIOS DE BARRA (Res P/CTE) PRECIOS DE BARRA (Res P/CTE) CUADRO 3.3 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN (Enero 1994-Diciembre 1994) 15

16 16 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA RESIDENCIAL PROMEDIO (Enero Diciembre 1994) 12,00 11,00 10,00 9,00 US$/kWh 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 ENE94 FEB94 MAR94 ABR94 MAY94 JUN94 JUL94 AGO94 SET94 OCT94 NOV94 DIC94 Nota: Tarifa Practicable: Tarifa Máxima multiplicada por un factor de cobertura Tarifa Máxima: Tarifa máxima regulada por la CTE. Tarifa Practicable Tarifa Máxima* GRÁFICO N 3.1

17 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA DE ALUMBRADO PÚBLICO (Enero Diciembre 1994) 12,00 11,00 10,00 US$/kWh 9,00 8,00 7,00 6,00 ENE94 FEB94 MAR94 ABR94 MAY94 JUN94 JUL94 AGO94 SET94 OCT94 NOV94 DIC94 Nota: Tarifa Practicable: Tarifa Máxima multiplicada por un factor de cobertura Tarifa Máxima: Tarifa máxima regulada por la CTE. Tarifa Practicable Tarifa Máxima* 17 GRÁFICO N 3.2

18 18 12,00 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA PARA CLIENTES CON CONSUMO PREDOMINANTE EN HORAS DE PUNTA (Enero Diciembre 1994) 11,00 10,00 9,00 US$/kWh 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 ENE94 FEB94 MAR94 ABR94 MAY94 JUN94 JUL94 AGO94 SET94 OCT94 NOV94 DIC94 Nota: Tarifa Practicable: Tarifa Máxima multiplicada por un factor de cobertura Tarifa Máxima: Tarifa máxima regulada por la CTE. Baja Tensión Aplicada (BT3P, BT4P, BT5 No Residencial) Baja Tensión Máxima Media Tensión Aplicada (MT3P, MT4P) Media Tensión Máxima GRÁFICO N 3.3

19 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA PARA CLIENTES CON CONSUMO PREDOMINANTE EN HORAS FUERA DE PUNTA (Enero Diciembre 1994) 9,00 8,00 7,00 US$/kWh 6,00 5,00 4,00 ENE94 FEB94 MAR94 ABR94 MAY94 JUN94 JUL94 AGO94 SET94 OCT94 NOV94 DIC94 19 Nota: Tarifa Practicable: Tarifa Máxima multiplicada por un factor de cobertura Tarifa Máxima: Tarifa máxima regulada por la CTE. GRÁFICO N 3.4 Baja Tensión Aplicada (BT2,BT3FP, BT4FP) Baja Tensión Máxima Media Tensión Aplicada (MT2,MT3FP, MT4FP) Media Tensión Máxima

20 20 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS MEDIOS DE LOS CLIENTES LIBRES (Enero Diciembre 1994) 6,00 5,50 5,00 US$/kWh 4,50 4,00 3,50 3,00 ENE94 FEB94 MAR94 ABR94 MAY94 JUN94 JUL94 AGO94 SET94 OCT94 NOV94 DIC94 (*) El comportamiento del precio medio en MAT durante los primeros meses de 1994 obedece a la disminución drástica del consumo de la Industrial Cachimayo (Cliente Libre de Egemsa) GRÁFICO N 3.5 Media Tensión [MT1] Promedio Clientes Libres Muy Alta Tensión [MAT1] Alta Tensión [AT1]

21 PRECIO MEDIO EN BARRA EQUIVALENTE MT [MAYO 94] SISTEMA ELÉCTRICO US$/kWh 1 CONVENCION 3,73 2 CUSCO 3,80 3 VALLE SAGRADO 4,19 4 HUANCAVELICA 4,76 5 EJE TAYACAJA 4,85 6 AREQUIPA 4,89 7 HUANCAYO 4,90 8 VALLE MANTARO 4,90 9 EDELNOR 4,95 10 EDELSUR 4,95 11 PISCO 5,09 12 ILO 5,10 13 MOQUEGUA 5,10 14 PASCO 5,13 15 CHINCHA 5,17 16 EMSEMSA 5,17 17 SUPE-BARRANCA 5,17 18 ICA 5,25 19 TARMA Y CHANCHAMAYO 5,27 20 CHIMBOTE 5,40 21 AYACUCHO 5,50 22 CALLEJON DE HUAYLAS 5,50 23 HUANUCO Y TINGO MARIA 5,53 24 HUARAL 5,53 25 HUACHO 5,55 26 CANETE 5,58 27 CHICLAYO 5,59 28 TRUJILLO 5,61 29 GUADALUPE CHEPEN PACASMAYO 5,66 30 YAURI AYAVIRI Y AZANGARO 5,72 31 TARATA 5,80 32 AISLADO_B2H 5,93 33 AISLADO_B2T 5,93 34 AISLADO_B3H 5,93 35 NAZCA 6,20 36 TACNA 6,32 37 CAJAMARCA 6,50 38 LA YARADA 6,58 39 PIURA 6,90 40 PUNO JULIACA 6,98 41 AISLADO_B2T_IGV 7,00 42 IQUITOS 7,00 43 PUCALLPA 7,00 44 AISLADO_A2T 7,66 45 AISLADO_A3T 7,66 46 AISLADO_A2T_IGV 9,04 47 AISLADO_A3T_IGV 9,04 US$/kWh 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0, Sistemas Eléctricos 21 GRÁFICO N 3.6

22 22 PRECIO MEDIO EN BARRA EQUIVALENTE MT (NOVIEMBRE 94) SISTEMA ELÉCTRICO US$/kWh 1 CUSCO 3,21 2 CONVENCION 3,22 3 VALLE SAGRADO 3,32 4 VILCANOTA Y SICUANI 3,72 5 YAURI 4,32 6 AYAVIRI 4,66 7 AREQUIPA 4,72 8 MOQUEGUA 4,82 9 ILO 4,82 10 AZANGARO 4,88 11 HUANCAVELICA 5,01 12 EJE TAYACAJA 5,10 13 HUANCAYO 5,16 14 VALLE MANTARO 5,16 15 EDELNOR 5,26 16 EDELSUR 5,27 17 PISCO 5,35 18 SUPE-BARRANCA 5,36 19 EMSEMSA 5,36 20 PASCO 5,39 21 PUNO JULIACA 5,41 22 TARATA 5,42 23 CHINCHA 5,44 24 ICA 5,51 25 TARMA Y CHANCHAMAYO 5,54 26 CHIMBOTE 5,69 27 AYACUCHO 5,78 28 CALLEJON DE HUAYLAS 5,79 29 HUANUCO Y TINGO MARIA 5,80 30 HUARAL 5,81 31 HUACHO 5,84 32 CANETE 5,86 33 CHICLAYO 5,89 34 TRUJILLO 5,91 35 AISLADO_B2 5,91 36 AISLADO_B3 5,91 37 PUCALLPA 5,91 38 TACNA 5,93 39 GUADALUPE CHEPEN PACASMAYO 5,96 40 LA YARADA 6,18 41 NAZCA 6,48 42 CAJAMARCA 6,83 43 PIURA 6,87 44 IQUITOS 6,98 45 SULLANA-EL ARENAL-PAITA 7,38 46 AISLADO_A2 7,64 47 AISLADO_A3 7,64 48 AISLADO_D2 9,02 49 AISLADO_D3 9,02 US$/kWh Sistemas Eléctricos GRÁFICO N 3.7

23 MAYO 1994 (Res P/CTE) PRECIOS DE BARRA EN SUB-ESTACIÓN BASE CARGO POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACIÓN (CBPCT) BARRAS BASE Tensión PPB CPSEE PEMP PEMF Pr.Medio Sistema M.A.T. a A.T. A.T. a M.T. kv US$/kW-mes US$/kWh US$/kWh US$/kWh US$/kWh US$/kW-mes US$/kW-mes SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE S.I.C.N.: Lima Metropolitana 0,287 0,357 Piura Oeste 220 6,84 0,84 5,30 2,65 6,14 S.I.C.N.: Otros 0,375 0,621 Chiclayo Oeste 220 6,74 0,00 5,22 2,61 5,23 S.I.S.O. 0,346 0,621 Guadalupe 220 6,72 0,00 5,22 2,61 5,23 S.E.S.E. 0,346 0,621 Trujillo Norte 220 6,65 0,00 5,20 2,60 5,19 Chimbote ,36 0,00 4,98 2,49 4,97 Paramonga 220 6,21 0,00 4,78 2,39 4,79 CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO Zapallal 220 6,10 0,00 4,62 2,31 4,66 POR TRANSPORTE (CBPSL) Ventanilla 220 6,11 0,00 4,63 2,32 4,67 Santa Rosa 220 6,15 0,00 4,65 2,33 4,69 Nivel de Tensión US$/kW-mes-km Chavarría 220 6,15 0,00 4,65 2,33 4,69 En 220 kv 0,00440 San Juan (ELL) 220 6,15 0,00 4,65 2,33 4,69 En 138 kv 0,00932 San Juan (ELP) 220 6,15 0,00 4,65 2,33 4,69 En A.T. : Lima Metropolitana 0,01022 Independencia 220 6,00 0,00 4,46 2,23 4,53 En A.T. : Resto 0,01205 Ica 220 6,05 0,29 4,50 2,25 4,86 Marcona 220 6,13 0,77 4,57 2,28 5,40 Huancavelica 220 5,81 0,00 4,33 2,17 4,40 Mantaro 220 5,74 0,00 4,28 2,14 4,34 COSTOS DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS (*) Pachachaca 220 5,95 0,00 4,48 2,24 4,53 Huayucachi 220 5,85 0,00 4,38 2,19 4,43 Parámetros Sector 1 Sector 2 Sector 3 Callahuanca 220 6,01 0,00 4,53 2,27 4,58 VADMT US$/kW-mes 2,8186 2,7623 4,1486 Huallanca 138 6,09 0,00 4,77 2,38 4,75 VADBT US$/kW-mes 8,8694 8, ,3311 SISTEMA SUR ESTE CFE US$ - mes 0,5624 0,5624 0,5862 Machupicchu 138 4,98 0,00 2,96 1,48 3,26 CFS US$ - mes 0,9897 0,9897 1,0325 Dolorespata 138 5,33 0,00 3,19 1,59 3,49 CFH US$ - mes 1,4568 1,4568 1,5205 Quencoro 138 5,33 0,00 3,19 1,59 3,49 CER US$/KVarh 1,2605 1,2605 1,2605 Tintaya 138 5,88 0,26 3,90 2,28 4,60 (*) Res P/CTE, actualizado a mayo de 1994 Juliaca 138 6,50 1,74 4,56 2,28 6,46 SISTEMA SUR OESTE Socabaya 138 5,85 0,00 4,45 2,22 4,48 Toquepala 138 5,94 0,23 4,49 2,27 4,77 Donde: Aricota 138 5,92 0,50 4,46 2,27 5,03 Aricota 66 5,92 0,62 4,46 2,27 5,16 PPB Precio de Barra de la Potencia de Punta Tomasiri 66 5,95 1,12 4,48 2,28 5,67 CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía Tacna 66 6,08 1,45 4,54 2,35 6,10 PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta SISTEMAS AISLADOS PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta Típico A MT 6,95 0,00 5,90 5,90 7,66 Típico B MT 6,95 0,00 4,17 4,17 5,93 TIPICO A: Sistemas Aislados con generación termoeléctrica diesel o sistemas mixtos con predominancia de potencia efectiva diesel mayor al 50%, y demanda máxima anual menor que 12 MW TIPICO B: Otros sistemas aislados Tipo de Cambio: 2,18 23 Nota: El precio medio considera un fc=0,55 y un factor de energía en punta=0,35 CUADRO N 3.1

24 24 NOVIEMBRE 1994 (Res P/CTE) PRECIOS DE BARRA EN SUB-ESTACION BASE CARGO POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACIÓN (CBPCT) BARRAS BASE Tensión PPM PCSPT CPSEE PEMP PEMF Pr.Medio Sistema M.A.T. a A.T. A.T. a M.T. kv US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kWh US$/kWh US$/kWh US$/kWh US$/kW-mes US$/kW-mes SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE S.I.C.N.: Lima Metropolitana 0,287 0,357 Piura Oeste 220 6,31 0,92 0,84 6,19 2,48 6,44 S.I.C.N.: Otros 0,375 0,621 Chiclayo Oeste 220 6,20 0,92 0,00 6,10 2,44 5,52 S.I.S.O. 0,346 0,621 Guadalupe 220 6,18 0,92 0,00 6,11 2,44 5,52 S.E.S.E. 0,346 0,621 Trujillo Norte 220 6,10 0,92 0,00 6,07 2,43 5,48 Chimbote ,81 0,92 0,00 5,82 2,33 5,25 Paramonga 220 5,63 0,92 0,00 5,58 2,23 5,06 CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO Zapallal 220 5,51 0,92 0,00 5,40 2,16 4,92 POR TRANSPORTE (CBPSL) Ventanilla 220 5,53 0,92 0,00 5,41 2,17 4,93 Santa Rosa 220 5,57 0,92 0,00 5,43 2,17 4,95 Nivel de Tensión US$/kW-mes-km Chavarría 220 5,57 0,92 0,00 5,43 2,17 4,95 En 220 kv 0,00440 San Juan (ELL) 220 5,57 0,92 0,00 5,43 2,17 4,95 En 138 kv 0,00932 San Juan (ELP) 220 5,57 0,92 0,00 5,43 2,17 4,95 En A.T. : Lima Metropolitana 0,01022 Independencia 220 5,41 0,92 0,29 5,21 2,08 5,07 En A.T. : Resto 0,01204 Ica 220 5,47 0,92 0,77 5,26 2,11 5,59 Marcona 220 5,55 0,92 0,00 5,34 2,14 4,89 Huancavelica 220 5,21 0,92 0,00 5,07 2,03 4,64 COSTOS DE DISTRIBUCIÓN Y CARGOS FIJOS Mantaro 220 5,13 0,92 0,00 5,00 2,00 4,58 Pachachaca 220 5,36 0,92 0,00 5,23 2,09 4,78 Parámetros Sector 1 Sector 2 Sector 3 Huayucachi 220 5,25 0,92 0,00 5,12 2,04 4,68 VADMT US$/kW-mes 2,9957 2,9097 4,3123 Callahuanca 220 5,42 0,92 0,00 5,29 2,12 4,83 VADBT US$/kW-mes 9,4807 9, ,7167 Huallanca 138 5,50 0,92 0,00 5,57 2,23 5,02 CFE US$ - mes 0,5769 0,5769 0,6013 SISTEMA SUR ESTE CFS US$ - mes 1,0151 1,0151 1,0590 Machupicchu 138 5,48 0,00 0,00 2,10 0,98 2,76 CFH US$ - mes 1,4942 1,4942 1,5596 Dolorespata 138 5,79 0,00 0,00 2,23 1,03 2,91 CER US$/KVarh 1,2548 1,2548 1,2548 Quencoro 138 6,02 0,00 0,19 2,44 1,17 3,32 (*) Res P/CTE, actualizado a noviembre de 1994 Tintaya 138 6,21 0,00 0,75 2,55 1,21 4,00 Ayaviri 138 6,34 0,00 1,03 2,61 1,23 4,34 Azángaro 138 6,40 0,00 1,21 2,64 1,24 4,55 Juliaca 138 6,50 0,00 1,54 2,69 1,25 4,94 SISTEMA SUR OESTE Donde: Socabaya 138 6,25 0,00 0,00 3,37 2,39 4,31 Toquepala 138 6,11 0,00 0,22 3,34 2,40 4,50 PPB Precio de Barra de la Potencia de Punta Aricota 138 6,04 0,00 0,48 3,32 2,40 4,73 CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía Aricota 66 5,94 0,00 0,59 3,29 2,40 4,80 PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta Tomasiri 66 6,04 0,00 0,99 3,49 2,48 5,34 PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta Tacna 66 6,08 0,00 1,28 3,60 2,53 5,72 SISTEMAS AISLADOS Típico A MT 6,90 0,00 0,00 5,90 5,90 7,64 Típico B MT 6,90 0,00 0,00 4,17 4,17 5,91 Típico C MT 6,90 0,00 0,00 4,74 4,74 6,48 Típico D MT 8,14 0,00 0,00 6,96 6,96 9,02 Típico E MT 8,14 0,00 0,00 4,92 4,92 6,98 TIPICO A: Sistemas Aislados con generación termoeléctrica diesel o sistemas mixtos con predominancia de potencia efectiva diesel mayor al 50%, y demanda máxima anual menor que 12 MW TIPICO B: Otros sistemas aislados, no precisados en los Sistemas Típicos A,C,D,E TIPICO C: Sistema Aislado Pucallpa, perteneciente a ELC TIPICO D: Identico al Sistema Típico A, para la Empresa ELOR TIPICO E: Sistema Aislado Iquitos, perteneciente a la empresa ELOR Nota: El precio medio considera un fc=0,55 y un factor de energía en punta = 0,35 CUADRO N 3.2 Tipo de Cambio: 2,24

25 FACTORES DE ACTUALIZACION TARIFARIA ENERO - DICIEMBRE 94 ENE-94 FEB-94 MAY 94 AGO 94 OCT 94 NOV-94 CONCEPTO MAR-94 JUN 94 SET 94 DIC 94 ABR-94 JUL 94 A.- PRECIOS EN BARRA 1.- POTENCIA (FAPPBM) a) Sistema interconectado centro norte 1,0000 1,0137 1,0000 1,0000 1,0361 1,0000 b) Sist. interc. sur oeste/sistema interc. sur este 1,0000 1,0142 1,0000 1,0000 1,0371 1,0000 c) AISLADO A y D 1,0000 1,0142 1,0000 1,0000 1,0371 1,0000 d) AISLADO B, C y E 1,0000 1,0142 1,0000 1,0000 1,0371 1, ENERGIA (FAPEM) a) Sistema interconectado centro norte 1,0000 1,0438 1,0000 1,0000 1,0099 1,0000 b) Sist. interc. sur oeste/sistema interc. sur este 1,0000 1,0413 1,0000 1,0000 1,0109 1,0000 c) AISLADO A y D 1,0000 1,0073 1,0000 1,0000 1,0137 1,0000 d) AISLADO B, C y E 1,0000 1,0755 1,0000 1,0000 1,0088 1,0000 B.- PEAJES DE TRANSMISION 1.- TRANSFORMACION (FACBPST) a) Muy alta tensión/alta tensión 1,0000 1,0197 1,0000 1,0000 1,0490 1,0000 b) Muy alta tensión/media tensión 1,0000 1,0202 1,0000 1,0000 1,0490 1,0000 c) Alta tensión/media tensión 1,0000 1,0207 1,0000 1,0000 1,0490 1, TRANSMISION (FACBPSL) a) 220 KV 1,0000 1,0250 1,0000 1,0000 1,0584 1,0000 b) 138 KV 1,0000 1,0244 1,0000 1,0000 1,0571 1,0000 c) Alta tensión 1,0000 1,0227 1,0000 1,0000 1,0538 1,0000 C.- COSTOS DE DISTRIBUCION 1.- VALOR AGREG. DISTRIB. M.T. (FAVADMT) a) Sector 1 1,0000 1,0408 1,0491 1,1208 1,1548 1,1567 b) Sector 2 1,0000 1,0384 1,0513 1,1089 1,1471 1,1488 c) Sector 3 1,0000 1,0313 1,0435 1,0876 1,1243 1, VALOR AGREG. DISTRIB. B.T. (FAVADBT) a) Sector 1 1,0000 1,0483 1,0579 1,1409 1,1734 1,1751 b) Sector 2 1,0000 1,0373 1,0466 1,1099 1,1470 1,1492 c) Sector 3 1,0000 1,0317 1,0439 1,0878 1,1216 1, CARGOS FIJOS (FACFE,FACFS,FACFH) a) Sector 1 1,0000 1,0336 1,0597 1,0805 1,1280 1,1289 b) Sector 2 1,0000 1,0336 1,0597 1,0805 1,1280 1,1289 c) Sector 3 1,0000 1,0336 1,0597 1,0805 1,1280 1, ENERGIA REACTIVA (FACER) a) Sector 1 1,0000 1,0093 1,0140 1,0233 1,0419 1,0372 b) Sector 2 1,0000 1,0093 1,0140 1,0233 1,0419 1,0372 c) Sector 3 1,0000 1,0093 1,0140 1,0233 1,0419 1,0372 D.- COSTOS DE REPOSICION Y MTTO. DE CONEXION 1.- COSTO REPOSICION SUBTERRANEA (FACIC) a) Tipo de conexión C1 1,0000 b) Tipo de conexión C2 1,0000 c) Tipos de conexión C3/C4/C5 1, COSTO REPOSICION AEREA (FACIC) a) Tipo de conexión C1 1,0000 b) Tipo de conexión C2 1,0000 c) Tipos de conexión C3/C4/C5 1, COSTO DE MANTENIMIENTO (FACMC) a) Tipo de conexión C1 1,0000 b) Tipo de conexión C2 1,0000 c) Tipos de conexión C3/C4/C5 1,0000 CUADRO N

26 4. EL MERCADO ELÉCTRICO EN INTRODUCCIÓN La información estadística para 1994 muestra un modelo definido en el marco de la Resolución No P/CTE (Costos de Distribución), dictada bajo los criterios de la nueva Ley de Concesiones Eléctricas. En ella, la estructura tarifaria responde a criterios de eficiencia en el uso de la electricidad, otorgando la posibilidad de que los usuarios puedan movilizarse libremente dentro del espectro tarifario de acuerdo al uso racional y económico de la energía. La información que se analiza está referida a la venta de energía, a la facturación por venta de energía, los precios promedios de la venta de energía y el número de usuarios del servicio eléctrico a diciembre de PERIODO Venta de Energía La venta de energía eléctrica creció en 12.3 por ciento con respecto al año anterior ( GW.h en 1994), debido principalmente a una mayor demanda y a la mayor inversión en proyectos de electrificación en el pais. Las empresas Luz del Sur y Edelnor representan el 29.9 por ciento y 28.3 por ciento del mercado, respectivamente. VENTA DE ENERGIA 1994 Empresas GW.h Estructura (%) Electroperú 776,6 8,3 Egemsa 172,3 1,8 Edelnor 2 650,4 28,3 Luz del Sur 2 805,2 29,9 Electro Centro 447,9 4,8 Electro Norte 191,0 2,0 Electro Norte Medio 593,2 6,3 Electro Nor Oeste 257,8 2,7 Electro Oriente 129,8 1,4 Electro Sur 172,0 1,8 Electro Sur Este 222,4 2,4 Electro Sur Medio 268,7 2,9 Seal Electrolima-Zonal Sur 45,3 0,5 Electrolima-Zonal Norte 131,4 1,4 Total La distribución de la venta de energía por empresas, de acuerdo a la segmentación del mercado se muestra en el resumen siguiente: 26

27 VENTA DE ENERGIA 1994 (GW.h) Empresas M. Libre M. Reg MT M. Reg BT Electroperú Egemsa Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Total M. Libre : Mercado Libre M. Reg. MT : Mercado Regulado Media Tensión M. Reg. BT : Mercado Regulado Baja Tensión Facturación En 1994, la facturación ascendió a S/ millones (US$ millones), en tanto que en 1993 lo facturado fue S/ millones (US$ millones) Empresas S/. US$ millobes millones Electroperú Egemsa Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Total

28 4.2.3.Precios medios Estos se situaron en 16.1 S/./kWh (7,3 US$/KW.h). La distribución por empresas se muestra a continuación: PRECIOS MEDIOS 1994 Empresas S/./kWh US$/kWh Electroperú Egemsa Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Total Los precios medios de venta de energía por empresas concesionarias de electricidad, de acuerdo al tipo de mercado atendido y nivel de tensión de consumo son los siguientes: PRECIO MEDIO POR TIPO DE MERCADO ( S/. /kwh) Empresas C. Libres C. Reg C.R. MT C.R. BT Electroperú Egemsa Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Total

29 Clientes El número de clientes, a diciembre de 1994, se incrementó en 9.7 por ciento respecto a diciembre de Con ello, el número de clientes en todo el mercado eléctrico a nivel nacional llega a 2.3 millones. la distribución de los mismos por empresas es la siguiente : NÚMERO DE CLIENTES Empresas N Electroperú 7 Egemsa 2 Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Total Se puede apreciar que el por ciento de clientes se concentra en Lima Metropolitana (empresas Luz del Sur y Edelnor), seguido de las empresas Electro Norte Medio con el 9,34 por ciento y Electro Centro con el 8.54 por ciento. Respecto a la distribución de los clientes por tipo de mercado de consumo y niveles de tensión por empresas, a diciembre de 1994 se aprecia que el mercado regulado concentra el por ciento de los clientes a nivel nacional, de los cuales la mayor proporción corresponde al mercado regulado de baja tensión con el por ciento y el 0.14 por ciento corresponde al mercado regulado de media tensión. En el cuadro siguiente se resume lo mencionado: 29

30 NÚMERO DE CLIENTES Empresas Clientes Clientes Clientes Clientes Libres Regulados Regulados Regulados MT BT Electroperú Egemsa Edelnor Luz del Sur Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio Electro Nor Oeste Electro Oriente Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Seal Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Total Relación a Distrib. (%)

31 RELACIÓN DE CUADROS Y GRÁFICOS ( Mercado Eléctrico período 1994) CUADRO N 4.1 VENTA DE ENERGÍA ACTIVA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES CUADRO N 4.2 FACTURACION POR VENTA DE ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES CUADRO N 4.3 PRECIOS MEDIOS DE VENTA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES (En cent S/./kWh) CUADRO N 4.4 PRECIOS MEDIOS DE VENTA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES (En cent US$./kWh) CUADRO N 4.5 CUADRO N 4.6 CUADRO N 4.7 CUADRO N 4.8 CUADRO N 4.9 VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES LIBRES (Formato D5) FACTURACION POR VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES LIBRES (Formato D6) COMPRA MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA A EMPRESAS GENERADORAS (Formato D8) COSTO MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA ADQUIRIDA A EMPRESAS GENERADORAS (Formato D9) BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS (Formato D11) CUADRO N 4.10 BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE EMPRESAS GENERADORAS CUADRO N 4.11 NÚMERO DE CLIENTES POR EMPRESA A DICIEMBRE DE 1994 GRÁFICO N 4.1 ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO A NIVEL NACIONAL La codificación empleada en los cuadros anteriores es la siguiente: Código EDLN EDLS ELC ELN ELNM ELNO ELOR EMSE ELS ELSE ELSM SEAL UENC UENH EGEM ELP PETR EGAS GERA Descripción Edelnor Luz del Sur (Antes Edelsur) Electro Centro Electro Norte Electro Norte Medio (Hidrandina) Electro Nor Oeste Electro Oriente Empresa de Servicios Municipales de Paramonga Electro Sur Electro Sur Este Electro Sur Medio Sociedad Eléctrica del Sur Oeste Electrolima-Zonal Sur Electrolima-Zonal Norte Empresa de Generación de Machupicchu Electro Perú Petroperú Empresa de generación de Arequipa Proyecto Especial Bajo Mayo y Huallaga Central 31

32 32 VENTA DE ENERGÍA ACTIVA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES CONSOLIDADO POR EMPRESAS 1994 (En MW.h) Tipo de Consumo Tarifa Empresas Generadoras Empresas Distribuidoras Total ELP EGEM SubTotal EDLN EDLS ELC ELN ELNM ELNO ELOR ELS ELSE ELSM SEAL UENC UENH SubTotal Empresas Clientes Libres en MAT MAT Clientes Libres en AT AT Clientes Libres en MT MT TOTAL MERCADO LIBRE P2E-MT MT P2E-MT, Presente en Punta MT3P P2E-MT, Presentes Fuera de Punta MT3FP P1E-MT, Presente en Punta MT4P P1E-MT, Presentes Fuera de Punta MT4FP Total Media Tensión Regulados P2E-BT BT P2E-BT, Presente en Punta BT3P P2E-BT, Presentes Fuera de Punta BT3FP P1E-BT, Presente en Punta BT4P P1E-BT, Presentes Fuera de Punta BT4FP P1E-BT, Alumbrado Público BT4AP E-BT, Social BT5_SO E-BT, Residencial Total BT De 1 a 30 kw.h De 31 a 100 kw.h De 101 a 150 kw.h De 151 a 300 kw.h De 301 a 500 kw.h De 501 a 720 kw.h De 721 a 1000 kw.h Exceso de 1000 kw.h E-BT, No Residencial BT5_NR P-BT, Pensión Fija BT6R P-BT, Pensión Fija BT6NR Total Baja tensión Regulados TOTAL MERCADO REGULADO TOTAL EMPRESA (LIBRE + REGULADO) Las Empresas Edegel, Etevensa y Egasa no reportaron ventas a clientes finales, durante el año 1994 Fuente: Empresas de Servicio Público de Electricidad Elaboración: Comisión de Tarifas Eléctricas CUADRO N 4.1

33 FACTURACIÓN POR VENTA DE ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES CONSOLIDADO POR EMPRESAS 1994 (En S/.) Tipo de Consumo Tarifa Empresas Generadoras Empresas Distribuidoras Total ELP EGEM SubTotal EDLN EDLS ELC ELN ELNM ELNO ELOR ELS ELSE ELSM SEAL UENC UENH SubTotal Empresas Clientes Libres en MAT MAT Clientes Libres en AT AT Clientes Libres en MT MT TOTAL MERCADO LIBRE P2E-MT MT P2E-MT, Presente en Punta MT3P P2E-MT, Presentes Fuera de Punta MT3FP P1E-MT, Presente en Punta MT4P P1E-MT, Presentes Fuera de Punta MT4FP Total Media Tensión Regulados P2E-BT BT P2E-BT, Presente en Punta BT3P P2E-BT, Presentes Fuera de Punta BT3FP P1E-BT, Presente en Punta BT4P P1E-BT, Presentes Fuera de Punta BT4FP P1E-BT, Alumbrado Público BT4AP E-BT, Social BT5_SO E-BT, Residencial Total BT De 1 a 30 kw.h De 31 a 100 kw.h De 101 a 150 kw.h De 151 a 300 kw.h De 301 a 500 kw.h De 501 a 720 kw.h De 721 a 1000 kw.h Exceso de 1000 kw.h E-BT, No Residencial BT5_NR P-BT, Pensión Fija BT6R P-BT, Pensión Fija BT6NR Total Baja tensión Regulados TOTAL MERCADO REGULADO TOTAL EMPRESA (LIBRE + REGULADO) Fuente: Empresas de Servicio Público de Electricidad Elaboración: Comisión de Tarifas Eléctricas 33 CUADRO Nº 4.2

34 34 PRECIOS MEDIOS POR VENTA DE ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO - CLIENTES REGULADOS Y LIBRES CONSOLIDADO POR EMPRESAS 1994 (En cent S/. / kw.h) Tipo de Consumo Tarifa Empresas Generadoras Empresas Distribuidoras Total ELP EGEM SubTotal EDLN EDLS ELC ELN ELNM ELNO ELOR ELS ELSE ELSM SEAL UENC UENH SubTotal Empresas Clientes Libres en MAT MAT1 7,84 7,12 7,58 0,00 7,75 9,51 0,00 10,07 0,00 0,00 15,86 0,00 0,00 15,59 0,00 0,00 9,87 9,23 Clientes Libres en AT AT1 8,49 0,00 8,49 8,72 8,10 11,19 0,00 11,87 0,00 0,00 0,00 0,00 10,48 9,80 0,00 0,00 9,11 9,02 Clientes Libres en MT MT1 10,97 8,63 10,63 11,64 12,07 0,00 0,00 15,52 19,11 0,00 0,00 12,75 10,95 10,57 12,09 14,85 12,37 11,68 TOTAL MERCADO LIBRE 10,04 7,91 9,65 10,72 9,08 10,69 0,00 13,53 19,11 0,00 15,86 12,75 10,78 13,00 12,09 14,85 10,76 10,42 2P2E-MT MT2 13,15 14,34 12,92 13,96 14,47 16,77 21,45 11,85 25,32 12,81 12,04 20,05 19,78 14,60 14,60 1P2E-MT, Presente en Punta MT3P 11,79 11,76 15,19 0,00 14,87 0,00 0,00 0,00 0,00 15,58 0,00 0,00 33,77 13,61 13,61 1P2E-MT, Presentes Fuera de Punta MT3FP 0,00 12,08 12,44 12,54 6,59 14,19 0,00 17,63 21,78 13,79 10,38 18,26 21,75 12,70 12,70 1P1E-MT, Presente en Punta MT4P 13,86 12,93 15,12 0,00 15,96 0,00 0,00 0,00 0,00 13,45 10,18 11,95 14,92 13,71 13,71 1P1E-MT, Presentes Fuera de Punta MT4FP 0,00 11,99 13,19 14,09 13,18 16,20 21,55 15,33 21,85 12,44 10,43 0,00 15,61 13,82 13,82 Total Media Tensión Regulados 13,55 13,23 13,79 13,96 14,60 16,11 21,45 13,95 22,35 13,09 10,42 14,27 15,69 13,92 13,92 2P2E-BT BT2 34,17 0,00 16,29 0,00 23,35 22,43 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 24,06 24,06 1P2E-BT, Presente en Punta BT3P 22,49 21,53 0,00 0,00 19,19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 29,99 20,36 20,36 1P2E-BT, Presentes Fuera de Punta BT3FP 0,00 30,09 22,29 44,84 8,74 0,00 0,00 30,19 0,00 0,00 0,00 49,19 31,25 16,92 16,92 1P1E-BT, Presente en Punta BT4P 27,41 26,00 36,59 0,00 36,19 0,00 0,00 0,00 0,00 18,96 0,00 0,00 28,36 26,77 26,77 1P1E-BT, Presentes Fuera de Punta BT4FP 24,75 22,89 32,08 31,64 25,29 20,79 31,08 28,76 29,14 26,09 32,07 23,21 30,66 26,48 26,48 1P1E-BT, Alumbrado Público BT4AP 15,31 20,44 9,56 20,53 12,10 27,55 21,14 15,64 9,73 9,96 22,13 9,97 12,29 16,45 16,45 1E-BT, Social BT5_SO 25,16 28,00 0,00 16,72 20,12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 38,70 12,60 20,25 20,13 20,13 1E-BT, Residencial Total BT5 17,34 18,10 20,38 19,53 22,83 27,22 32,49 20,41 20,92 20,57 20,21 20,31 20,36 19,16 19,16 De 1 a 30 kw.h 41,72 39,63 24,08 23,83 32,16 31,34 74,99 30,97 30,13 28,74 30,30 24,24 32,05 31,93 31,93 De 31 a 100 kw.h 16,93 17,87 19,75 20,22 23,28 26,98 32,85 21,07 21,43 20,29 21,00 20,95 20,75 20,28 20,28 De 101 a 150 kw.h 15,74 16,16 20,03 18,38 21,44 26,69 31,46 18,74 18,91 19,15 19,06 20,19 19,40 18,17 18,17 De 151 a 300 kw.h 16,82 18,16 20,88 18,95 21,38 27,00 31,03 19,58 19,51 20,52 19,18 19,87 19,80 18,54 18,54 De 301 a 500 kw.h 18,57 18,78 20,72 20,67 23,20 27,81 30,62 20,81 20,21 21,01 20,32 19,64 21,30 19,30 19,30 De 501 a 720 kw.h 18,98 18,79 21,28 23,39 25,15 28,57 30,52 23,64 21,29 23,21 22,01 19,55 22,82 19,57 19,57 De 721 a 1000 kw.h 18,75 18,70 21,20 24,56 25,56 28,22 29,43 22,66 0,00 22,32 22,62 19,50 23,67 20,08 20,08 Exceso de 1000 kw.h 17,72 17,32 0,00 23,92 26,48 28,79 0,00 21,11 23,04 22,00 23,11 19,44 21,78 18,05 18,05 1E-BT, No Residencial BT5_NR 19,76 19,69 25,76 27,01 29,01 28,92 31,16 25,30 25,24 23,70 24,80 24,33 24,34 21,78 21,78 1P-BT, Pensión Fija BT6R 0,00 0,90 23,79 31,85 27,23 27,40 18,88 22,19 28,29 19,80 36,48 38,58 29,67 25,18 25,18 1P-BT, Pensión Fija BT6NR 13,21 0,05 25,62 35,72 26,73 30,56 23,43 24,56 35,31 22,27 48,13 50,01 55,53 27,73 27,73 Total Baja tensión Regulados 18,61 19,54 20,35 21,04 22,88 27,59 28,93 21,30 20,52 19,67 21,65 19,42 20,57 20,21 20,21 TOTAL MERCADO REGULADO 17,66 18,54 19,13 19,97 19,81 25,66 26,90 19,26 20,69 16,60 19,11 18,51 19,09 18,92 18,92 TOTAL EMPRESA (LIBRE + REGULADO) 10,04 7,91 9,65 15,69 15,88 16,69 19,97 18,67 24,80 26,90 18,38 19,96 15,69 16,80 16,17 18,26 16,84 16,11 Fuente: Empresas de Servicio Público de Electricidad Elaboración: Comisión de Tarifas Eléctricas CUADRO Nº 4.3