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PRESENTACIÓN 4
INTRODUCCIÓN 5
RESOLUCIONES DE LA COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA 8
Descripción 8
Resoluciones 8
Resumen 13
SITUACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS 16
Opciones Tarifarias 16
Pliegos Tarifarios 17
Variaciones Tarifarias 17
A Nivel Nacional: Año 2000 17
Lima: Periodo 1995-2000 18
Evolución de las Tarifas 19
Mercado Regulado 19
Mercado Libre 20
Evolución de los Indicadores Macroeconómicos y Precios de los Combustibles 20
Variables de Cálculo Tarifario 22
Tarifas en Barra 22
Factor de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) 25
Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) 25
Factores de Actualización 25
Precios en Barra Equivalente de Media Tensión 25
SITUACIÓN DE LAS TARIFAS DE GAS NATURAL 34
Talara 34
Camisea 35
SITUACIÓN COMERCIAL: Electricidad 40
Generación de Energía (MW.h) 40
Por Tipo de Generación 40
Por Empresa 41
Por Departamento 43
Resumen Gráfico 45
Ventas de Energía (MW.h) 46
Evolución (1985 - 2000) 46
Por Sistema Interconectado/Aislado 47
Por Empresa 48
1
2
3
4
Por Nivel de Tensión 49
Por Tipo de Uso 49
Por Departamento 50
Resumen Gráfico 52
Facturación (US$) 53
Evolución (1985 - 2000) 53
Por Sistema Interconectado/Aislado 54
Por Empresa 54
Por Nivel de Tensión 56
Por Tipo de Uso 57
Por Departamento 57
Resumen Gráfico 59
Número de Clientes 60
Evolución (1985 - 2000) 60
Por Sistema Interconectado/Aislado 60
Por Empresa 62
Por Nivel de Tensión 63
Por Tipo de Uso 63
Por Departamento 63
Resumen Gráfico 65
Ratios Comerciales 66
Consumo Promedio en el Sector Residencial (1985 - 2000) 66
Pérdidas de Energía en Distribución 66
Número de Trabajadores 69
Número de Clientes por Trabajador en las Empresas de Distribución Eléctrica 70
MW Instalados por Trabajador en las Empresas de Generación Eléctrica 72
SITUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD 76
Entorno Económico y Financiero 76
Panorama del Sector Eléctrico 77
Análisis Financiero 78
Balance General 78
Estado de Ganancias y Pérdidas 85
Estado de Flujo Efectivo 87
Ratios Financieros 89
ANEXOS
Los anexos se adjuntan en medio magnético al final de este documento.
5
6
4 > anuario estadístico 2000
PresentaciónEn cumplimiento al rol que le toca desempeñar al OSINERG y con el objetivo de mantener informados a los agentes del
mercado, me honro con presentar el Anuario Estadístico 2000 que contiene información estadística relacionada con los
resultados comerciales, económico-financieros de las empresas eléctricas, evolución de las tarifas eléctricas y los resultados
del cálculo de las tarifas de transporte y distribución de gas natural por red de ductos.
Esta publicación continúa la serie de información estadística que ha venido publicando la Comisión de Tarifas de Energía
y la Comisión de Tarifas Eléctricas desde su creación en el año 1982 a través de sus Memorias Institucionales y Anuarios
Estadísticos. La información que se publica es el resultado de un procesamiento riguroso que se refleja en su calidad y
detalle necesario para la evaluación del funcionamiento del sector eléctrico. Asimismo queremos resaltar la alta demanda
de este documento y su contribución a la transparencia de la información, indispensable para eliminar las asimetrías y
alentar el correcto funcionamiento del mercado.
Por otro lado, también queremos destacar que esta publicación será distribuida en su versión CD Rom que junto con otras
publicaciones de este organismo, facilita a los agentes del mercado su acceso a la información en medio magnético y nos
mantiene a su vez al ritmo tecnológico que exige la modernidad.
Cabe mencionar, que esta publicación sale a la luz al poco tiempo de haberse concretado la fusión de la Comisión de
Tarifas de Energía (CTE) y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) de acuerdo a lo establecido en la
Ley N° 27332 publicada el 29/07/2000 y sus normas modificatorias.
Finalmente, queremos expresar nuestro reconocimiento al personal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del
OSINERG por la elaboración del presente anuario y a las empresas del sector por su colaboración.
Amadeo Prado Benítez
Presidente del Consejo Directivo
OSINERG
5 > anuario estadístico 2000
IntroducciónEn el Anuario Estadístico se presentan los aspectos normativos y regulatorios de las tarifas eléctricas y los resultados
comerciales y económico-financieros del mercado eléctrico peruano del año 2000. Asimismo, se expone la situación y
comportamiento del sector eléctrico, de las tarifas y de los usuarios y empresas concesionarias. Cabe mencionar, que se
incluye un capítulo dedicado a la situación de las tarifas de gas natural.
La primera sección está referida a las Resoluciones emitidas por la ex-Comisión de Tarifas de Energía durante el 2000. Se
emitieron un total de 30 Resoluciones, entre las más importante se pueden mencionar: las regulaciones semestrales de
las Tarifas en Barra (Costos de Generación y Transmisión), la determinación del Peaje Unitario por Conexión aplicable al
Sistema Interconectado Nacional y el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión Mantaro-Socabaya, la
fijación del Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP), la fijación del Factor de Ponderación de
la Energía (Ep), la fijación de los montos máximos por Conexión a la Red de Distribución Eléctrica y la fijación de la Tarifa
Máxima Inicial de Distribución de Baja Presión para la Concesión de Distribución de Gas Natural del distrito de Pariñas,
provincia de Talara, departamento de Piura.
La segunda sección presenta la situación de las tarifas eléctricas y diversas estadísticas relativas a los pliegos tarifarios a
cliente final (precios, opciones tarifarias y factores de actualización). Además, se expone la evolución de las variables
macroeconómicas y los precios de los combustibles (utilizados en el cálculo de los factores de actualización). Asimismo se
incluyen los precios en barra.
La tercera sección, dedicada a la situación de las tarifas de gas natural, incluye un resumen de la situación de las tarifas
de gas natural en Talara (distrito de Pariñas) y del gas natural de Camisea.
La cuarta sección muestra la información comercial referida a la generación de energía, venta, facturación y número de
clientes por empresa, sistema interconectado, departamento, actividad y tipos de consumo. Se muestran adicionalmente
algunos ratios comerciales.
Finalmente, la quinta sección presenta un análisis del entorno económico nacional y del sector eléctrico y un análisis
detallado de la situación económica y financiera de las empresas de electricidad (agrupadas por sistemas y por actividad).
Dicho análisis está basado en los estados financieros que presentan las empresas en cumplimiento del artículo 59° del
Reglamento de la Ley de Concesiones.
8 > anuario estadístico 2000
DescripciónDurante el año 2000 la CTE emitió un total de 30 Resoluciones, de las cuales 11 estuvieron relacionadas a la función
reguladora, 2 modificaron Resoluciones vigentes, 13 resolvieron Recursos de Reconsideración, 3 aprobaron publicaciones
y 1 autorizó la participación de un funcionario de la CTE en un evento internacional.
Entre las Resoluciones más relevantes se encuentran las regulaciones semestrales de las Tarifas en Barra (Costos de
Generación y Transmisión), la determinación del Peaje Unitario por Conexión aplicable al Sistema Interconectado Nacional
y el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión Mantaro-Socabaya, la fijación del Factor de Balance de
Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP), la fijación del Factor de Ponderación de la Energía (Ep), la fijación de los
montos máximos por Conexión a la Red de Distribución Eléctrica y la fijación de la Tarifa Máxima Inicial de Distribución
de Baja Presión para la Concesión de Distribución de Gas Natural del distrito de Pariñas, provincia de Talara, departamento
de Piura.
ResolucionesResolución N° 001-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 18/02/2000 - Fecha de Publicación: 29/02/2000
Fija el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) inicial del Reforzamiento de los Sistemas de Transmisión Eléctrica del Sur.
Resolución N° 002-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 28/02/2000 - Fecha de Publicación: 29/02/2000
Establece que los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) señalados en la Resolución N° 002-99 P/CTE
continuarán vigentes hasta la próxima regulación de Tarifas en Barra.
Resolución N° 003-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 13/04/2000 - Fecha de Publicación: 15/04/2000
Aprueba los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) aplicables para el cálculo del cargo de energía de las
opciones tarifarias MT4, BT4 y BT5 desde el 01 de mayo de 2000 hasta el 30 de abril de 2001.
Resolución N° 004-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 13/04/2000 - Fecha de Publicación: 15/04/2000
Fija tarifas en barra y fórmulas de actualización para suministros a que se refiere el Artículo 43° inciso c) de la Ley de
Concesiones Eléctricas.
Resolución N° 005-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 25/04/2000 - No se publicó
Aprueba la Memoria Anual 1999 de la Comisión de Tarifas de Energía.
1.1
1.2
Reso luc ione s de la
Comis ión de
Tari fa s de Energ ía
9 > anuario estadístico 2000
Resolución N° 006-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 27/04/2000 - Fecha de Publicación: 29/04/2000
Aprueba el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel de empresa aplicable a los sistemas
eléctricos con demanda máxima mayor a 12 MW desde el 01 de mayo de 2000 hasta el 30 de abril de 2001
Resolución N° 007-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 18/05/2000 - Fecha de Publicación: 20/05/2000
Declara fundado en parte el Recurso de Reconsideración interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Centro Norte, COES-SICN contra la Resolución de la Comisión de Tarifas de Energía N° 004-2000 P/CTE.
Resolución N° 008-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 18/05/2000 - Fecha de Publicación: 20/05/2000
Declara infundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por HIDRANDINA S.A., contra la Resolución N° 004-2000
P/CTE.
Resolución N° 009-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 18/05/2000 - Fecha de Publicación: 20/05/2000
Declara fundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por ETESUR S.A., y ordena se efectúe corrección en el cuadro
que aparece en el Artículo Décimo de la Resolución N° 004-2000 P/CTE:
Resolución N° 010-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 18/05/2000 - Fecha de Publicación: 20/05/2000
Declara fundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR S.A.A. contra la Resolución N° 004-2000
P/CTE y se deja sin efecto el Artículo Décimo Sétimo de la Resolución N° 004-2000 P/CTE.
Resolución N° 011-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 08/06/2000 - Fecha de Publicación: 09/06/2000
Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa ELECTROCENTRO S.A. contra la Resolución N°
006-2000 P/CTE.
Resolución N° 012-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 08/06/2000 - Fecha de Publicación: 09/06/2000
Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa ELECTRONORTE S.A. contra la Resolución N°
006-2000 P/CTE.
10 > anuario estadístico 2000
Resolución N° 013-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 08/06/2000 - Fecha de Publicación: 09/06/2000
Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa ELECTRONOROESTE S.A. contra la Resolución
N° 006-2000 P/CTE.
Resolución N° 014-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 09/06/2000 - Fecha de Publicación: 11/06/2000
Aprueba documento de Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra correspondiente a la regulación tarifaria del mes de
mayo del año 2000.
Resolución N° 015-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 28/08/2000 - Fecha de Publicación: 29/08/2000
Aprueba peaje unitario por conexión aplicable al sistema interconectado nacional y el peaje por conexión del sistema
principal de transmisión Mantaro-Socabaya.
Resolución N° 016-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 22/09/2000 - Fecha de Publicación: 23/09/2000
Establece disposiciones para el cálculo de los montos máximos de conexión a la red de distribución eléctrica.
Resolución N° 017-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 22/09/2000 - Fecha de Publicación: 23/09/2000
Declara fundada reconsideración interpuesta por Consorcio Transmantaro S.A. contra Resolución que aprobó el peaje por
conexión del Sistema Principal de Transmisión Mantaro - Socabaya.
Resolución N° 018-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 22/09/2000 - Fecha de Publicación: 23/09/2000
Agrega al cuadro de "Tarifas en Barra en Subestaciones Base" del Artículo Primero de la Resolución N° 004-2000 P/CTE,
la subestación base Huacho 220 kV.
Resolución N° 019-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 24/10/2000 - Fecha de Publicación: 25/10/2000
Fija a partir del 01 de noviembre del 2000 la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de
Reserva Firme Objetivo del Sistema Interconectado Nacional.
Reso luc ione s de la
Comis ión de
Tari fa s de Energ ía
11 > anuario estadístico 2000
Resolución N° 020-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 24/10/2000 - Fecha de Publicación: 25/10/2000
Aprueba el Peaje Unitario por Conexión aplicable al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el Peaje por Conexión e
Ingreso Tarifario Esperado de la Línea de Transmisión Socabaya - Moquegua.
Resolución N° 021-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 24/10/2000 - Fecha de Publicación: 25/10/2000
Fija tarifas en barra para suministros y fórmulas de actualización a que se refiere el Art. 43° inciso c) de la Ley de
Concesiones Eléctricas.
Resolución N° 022-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 02/11/2000 - Fecha de Publicación: 03/11/2000
Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa EDELNOR contra la Resolución N° 016-
2000 P/CTE.
Resolución N° 023-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 02/11/2000 - Fecha de Publicación: 03/11/2000
Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa Luz del Sur S.A.A. contra la Resolución
N° 016-2000 P/CTE.
Resolución N° 024-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 02/11/2000 - Fecha de Publicación: 03/11/2000
Declara infundado en todos sus extremos Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa ELECTRO SUR MEDIO
contra la Resolución N° 016-2000 P/CTE.
Resolución N° 025-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 02/11/2000 - Fecha de Publicación: 03/11/2000
Modifica el tipo de conexión C2 para la opción tarifaria BT5 a que se refiere la Resolución N° 009-94 P/CTE, el que se
aplicará a suministros trifásicos de 3 kW hasta 20 kW.
12 > anuario estadístico 2000
Resolución N° 026-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 17/11/2000 - Fecha de Publicación: 18/11/2000
Aprueba, en vía de regularización, la tarifa máxima inicial para la distribución de gas natural por red de ductos en el
distrito de Pariñas, provincia de Talara.
Resolución N° 027-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 17/11/2000 - Fecha de Publicación: 18/11/2000
Autorizan viaje del Jefe de la División de Distribución Eléctrica a El Salvador para participar como expositor invitado por
ACERCA en el seminario taller sobre cálculo del valor agregado de distribución.
Resolución N° 028-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 03/12/2000 - Fecha de Publicación: 05/12/2000
Declara infundada reconsideración interpuesta por el COES-SICN contra la Resolución que fijó la Tasa de Indisponibilidad
Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema Interconectado Nacional.
Resolución N° 029-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 03/12/2000 - Fecha de Publicación: 05/12/2000
Declara infundada reconsideración interpuesta por el COES-SICN contra la Resolución que fijó las tarifas en barra y
fórmulas de reajuste.
Resolución N° 030-2000 P/CTE
Fecha de Emisión: 20/12/2000 - Fecha de Publicación: 21/12/2000
Aprueba documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente al período noviembre 2000.
Reso luc ione s de la
Comis ión de
Tari fa s de Energ ía
13 > anuario estadístico 2000
Tipo de Resolución Número de Resolución
Regulación (11) 001-2000 P/CTE
002-2000 P/CTE
003-2000 P/CTE
004-2000 P/CTE
006-2000 P/CTE
015-2000 P/CTE
016-2000 P/CTE
019-2000 P/CTE
020-2000 P/CTE
021-2000 P/CTE
026-2000 P/CTE
Modificatorias (2) 018-2000 P/CTE
025-2000 P/CTE
Recursos de Reconsideración (13) 007-2000 P/CTE
008-2000 P/CTE
009-2000 P/CTE
010-2000 P/CTE
011-2000 P/CTE
012-2000 P/CTE
013-2000 P/CTE
017-2000 P/CTE
022-2000 P/CTE
023-2000 P/CTE
024-2000 P/CTE
028-2000 P/CTE
029-2000 P/CTE
Aprobación de Publicaciones (3) 005-2000 P/CTE
014-2000 P/CTE
030-2000 P/CTE
Otras (1) 027-2000 P/CTE
Resumen 1.3
Opciones TarifariasDurante el año 2000, las opciones tarifarias y las condiciones de aplicación para suministros regulados con tensiones
inferiores a 30 kilovoltios correspondieron a las establecidas en la Resolución Nº 024-97 P/CTE.
En el Cuadro STE-1 se describe el rango de aplicación de cada nivel de tensión establecido en la Resolución Nº 024-97
P/CTE.
Cuadro STE-1: Rangos de Tensión
Los clientes pueden elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias que se describen en el Cuadro STE-2, para lo
cual deben tener en cuenta el sistema de medición que exige la respectiva opción tarifaria, con las limitaciones
establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponda, las mismas que obligatoriamente deben ser
aceptadas por las empresas de distribución eléctrica.
Cuadro STE-2: Opciones Tarifarias
Las tarifas para aquellos clientes de servicio público de electricidad, cuyos suministros se efectúan en tensiones iguales o
superiores a 30 kilovoltios, se determinan con la metodología y precios establecidos por la Resoluciones de tarifas en barra
vigentes.
16 > anuario estadístico 2000
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".
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.
Opción Tarifaria Descripción
(*): Opción reservada para avisos luminosos, cabinas telefónicas y semáforos. No comprende el uso residencial.
Baja Tensión Menor o igual a 1 kilovoltio.
Media Tensión Mayor a 1 kilovoltio e inferior a 30 kilovoltios.
Nivel de Tensión Descripción
2.1
Pliegos TarifariosEn aplicación de las Resoluciones que fijan las tarifas de generación, transmisión y distribución eléctrica, las empresas de
electricidad calculan sus pliegos tarifarios, los mismos que son remitidos a la CTE previamente a su publicación. La CTE
verifica que dichos pliegos tarifarios no excedan las tarifas máximas establecidas.
Las empresas de distribución calculan sus pliegos tarifarios para cada sistema eléctrico, añaden a las tarifas en barra, el
valor agregado de distribución de acuerdo al sector típico correspondiente. Por esta razón, los pliegos tarifarios aplicables
a cada uno de los sistemas eléctricos del país se encuentran diferenciados. A diciembre de 2000 se tuvo un total de 92
pliegos tarifarios a nivel nacional.
Variaciones Tarifarias2.3.1 A Nivel Nacional: Año 2000
Durante el año 2000 las tarifas se reajustaron por la variación de los indicadores macroeconómicos y los precios de los
combustibles en los meses de febrero, agosto y noviembre (a partir del 04/11/2000). En los meses de mayo y noviembre
(a partir del 01/05/2000 y 01/11/2000 respectivamente) se reajustaron los pliegos tarifarios por la aplicación de nuevas
tarifas en barra. Asimismo, en el mes de octubre, en aplicación de la Resolución N° 015-2000 P/CTE que fijó el peaje
unitario por conexión aplicable al Sistema Interconectado Nacional y el peaje por conexión del Sistema Principal de
Transmisión Mantaro-Socabaya, se reajustaron los pliegos tarifarios a partir del 14/10/2000.
De acuerdo a los procedimientos establecidos, las empresas de electricidad comunicaron a la CTE los pliegos tarifarios aplicables
a sus zonas de concesión, en los meses indicados, los cuales resultaron conformes al no exceder los valores máximos establecidos.
Durante el año 2000 se registró una variación de 1,7% de la tarifa promedio a nivel nacional, variación menor a la
inflación registrada y a la variación de los precios de los combustibles (insumo de la generación eléctrica).
Durante el período enero-diciembre 2000 las tarifas registraron una variación de 1,7%, porcentaje menor al registrado
en los combustibles y la inflación. En el Cuadro STE-3 se presenta el detalle.
Cuadro STE-3: Variación de la Tarifa Promedio a Nivel Nacional y de los Precios de los Combustiblese Inflación - Año 2000
Si tuac ión
de la s Tari fa s
Eléc t r i ca s
17 > anuario estadístico 2000
Tarifa Inflación D2 R6 Tarifa Inflación D2 R6
Enero 0,0% 0,1% 14,2% 3,9% 0,0% 0,1% 14,2% 3,9%
Febrero 2,9% 0,5% 0,0% 0,0% 2,9% 0,5% 14,2% 3,9%
Marzo 0,0% 0,5% 0,0% 0,0% 2,9% 1,1% 14,2% 3,9%
Abril 0,0% 0,5% 0,0% 0,0% 2,9% 1,6% 14,2% 3,9%
Mayo -4,3% 0,0% 0,0% 0,0% -1,5% 1,6% 14,2% 3,9%
Junio 0,0% 0,1% 0,0% 0,0% -1,5% 1,7% 14,2% 3,9%
Julio 0,0% 0,5% 0,0% 10,2% -1,5% 2,2% 14,2% 14,5%
Agosto 4,3% 0,5% 0,0% 0,0% 2,7% 2,7% 14,2% 14,5%
Setiembre 0,0% 0,6% 0,0% 0,0% 2,7% 3,3% 14,2% 14,5%
Octubre 0,3% 0,2% 19,2% 3,0% 3,0% 3,5% 36,1% 17,9%
Noviembre -1,2% 0,1% 3,2% 0,0% 1,7% 3,6% 40,5% 17,9%
Diciembre 0,0% 0,2% -3,8% -9,8% 1,7% 3,7% 35,1% 6,3%
MesVariación Mensual Variación Acumulada
2.2
2.3
18 > anuario estadístico 2000
En el Gráfico STE-1 se muestra la variación acumulada de la tarifa promedio de electricidad a nivel nacional, los precios
de los combustibles en Lima y la inflación, durante el año 2000.
Gráfico STE-1: Evolución de la Tarifa Promedio a Nivel Nacional, Precios de los Combustibles eInflación - Año 2000
2.3.2 Lima: Periodo 1995-2000
En el Gráfico STE-2 se muestra la variación mensual de las tarifas de electricidad y precios de los combustibles en Lima
versus inflación y devaluación, para el periodo 1995-2000.
Gráfico STE-2: Variación de las Tarifas de Electricidad y Precios de los Combustibles en Lima vs.Inflación y Devaluación: 1995-2000
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
-5%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Tarifa Inflación D2 R6
Vari
aci
ón
250%
200%
150%
100%
50%
0%
-50%
Vari
aci
ón
1995 1996 1997 1998 1999 2000
Tarifa BT5 (Consumo: 125 kW.h) 13,0% 16,2% -6,8% 2,1% 16,8% 2,1% 13,6% 49,2%
Tarifa MT3 (Cliente en Punta) 16,3% 19,5% -9,4% -0,1% 26,2% 3,6% 18,3% 64,4%
Diesel 2 2,1% 40,9% -6,7% -26,0% 104,1% 35,1% 90,5% 174,0%
Residual 6 10,1% 67,1% 2,4% -32,3% 135,2% 6,3% 73,2% 218,8%
Inflación 10,2% 11,8% 6,5% 6,0% 3,7% 3,7% 21,5% 49,7%
Devaluación 9,4% 10,7% 5,1% 15,4% 11,2% 1,0% 36,2% 65,0%
Acumulada1997-2000
Acumulada1995-2000
Estructura de consumo tarifa MT3: Factor de Carga = 0,56 - Energía Horas Punta = 17%
Si tuac ión
de la s Tari fa s
Eléc t r i ca s
19 > anuario estadístico 2000
Evolución de las Tarifas2.4.1 MERCADO REGULADO
La evolución de los precios medios del mercado regulado por opciones tarifarias durante el año 2000 se muestra en el
Gráfico STE-3.
Gráfico STE-3: Evolución de los Precios Medios por Opciones Tarifarias - Año 2000
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 hacerlos comparables en el tiempo.
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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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Media Tensión
Baja Tensión
Residencial
Opciones Tarifarias deMedia Tensióna) Presente en Horas de Punta
Opciones MT3P, MT4Pb) Presente en Horas Fuera de Punta
Opciones MT2, MT3FP, MT4FP
Opciones Tarifarias deBaja Tensióna) Presente en Horas de Punta
Opciones BT3P, BT4Pb) Presente en Horas Fuera de Punta
Opciones BT2, BT3FP, BT4FPc) Alumbrado Público
Opción BT4AP
Opciones Tarifarias deBaja Tensióna) Residencial
Opción BT5
2.4
20 > anuario estadístico 2000
2.4.2 MERCADO LIBRE
La evolución de los precios medios del mercado libre durante 2000 se muestra en el Gráfico STE-4.
Gráfico STE-4: Evolución de los Precios Medios del Mercado Libre - Año 2000
Los precios medios libres se han obtenido de la información reportada por las empresas de electricidad. El
comportamiento variable de los mismos obedece a las realidades particulares de cada contrato de suministro entre
empresa y cliente.
Evolución de los Indicadores Macroeconómicos y Precios de los CombustiblesSegún los criterios y procedimientos de la Ley, las tarifas deben conservar su valor real. Para tal efecto, las Resoluciones
de la CTE que fijan las tarifas, incluyen las fórmulas de actualización para los periodos comprendidos entre regulaciones.
Dichas fórmulas están en función de los indicadores macroeconómicos y precios de los combustibles. Las fuentes de
donde se toma la información son:
- Tipo de Cambio (TC): Superintendencia de Banca y Seguros (Diario El Peruano).
- Tasa Arancelaria (TA = 12 %): Decreto Supremo Nº 035-97-EF.
- Índice de Precios al Por Mayor (IPM): INEI (Normas Legales del Diario El Peruano).
- Precio del Diesel 2 (D2): Lista de precios de Petroperú (http://www.petroperu.com/).
- Precio del Residual 6 (R6): Lista de precios de Petroperú (http://www.petroperu.com/).
- Índice del Precio del Aluminio (IPAl): Revista Platt’s Metals Week.
- Precio del Residual Fuel Oil (PRFO): Revista Petroleum Market Analysis de Bonner&Moore Associates Inc.
- Precio FOB del Carbón Bituminoso (FOBCB): Revista Coal Week International.
El FOBCB se utiliza en la actualización de los precios marginales de energía a partir de la fijación de tarifas en barra de
noviembre (Resolución N° 021-2000 P/CTE).
En los siguientes gráficos se muestra la evolución durante el año 2000 de los indicadores macroeconómicos y los precios
de los combustibles utilizados en las fórmulas de actualización de las tarifas de electricidad.
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3,0
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5,0
6,0
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Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
Muy Alta TensiónAlta TensiónMedia TensiónPromedio
2.5
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Tari fa s de Energ ía
21 > anuario estadístico 2000
Gráfico STE-5: Evolución de los Indicadores Macroeconómicos y los Precios de los Combustibles - Año 2000
Índice de Precios Al Por Mayor (IPM)Base: Año 1994 = 100
145
150
155
160
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Tipo de Cambio (TC)S/./US$
3,40
3,30
3,50
3,60
3,70
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Precio del Petróleo Diesel 2 (D2)S/./galón
3,50
3,20
3,80
4,10
4,40
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Índice del Precio Promedio del Aluminio (IPAl)US$/tonelada
1 300
1 200
1 400
1 500
1 600
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Precio del Petróleo Residual 6 (R6)S/./galón
2,05
1,90
2,20
2,35
2,50
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Precio del Residual Fuel Oil (PRFO)US$/barril
20,00
17,00
14,00
23,00
26,00
29,00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
25,20
25,60
26,00
26,40
Oct Nov Dic
Precio FOB del Carbón Bituminoso (FOBCB)US$/tonelada
Variables de Cálculo Tarifario2.6.1 TARIFAS EN BARRA
De conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento durante el año 2000 tuvieron lugar dos
regulaciones de tarifas en barra.
Mayo 2000
Tarifas en Barra (Semestral) y Peajes de Transmisión (Anual)
Resolución Nº 004-2000 P/CTE
Noviembre 2000
Tarifas en Barra (Semestral)
Resolución Nº 021-2000 P/CTE
Mediante la Resolución Nº 004-2000 P/CTE se fijó las tarifas en barra y los peajes de transmisión del periodo mayo 2000
- octubre 2000 para el Sistema Interconectado Centro Norte, el Sistema Interconectado Sur y los Sistemas Aislados. Los
procedimientos de cálculo de las tarifas en barra fueron publicados mediante la Resolución Nº 014-2000 P/CTE.
En el mes de agosto, la Resolución N° 015-2000 P/CTE fijó el peaje unitario por conexión aplicable al Sistema
Interconectado Nacional (SINAC). Posteriormente, se realizó la segunda fijación de las tarifas en barra correspondiente al
mes de noviembre mediante la Resolución Nº 021-2000 P/CTE que fijó las tarifas en barra del periodo noviembre 2000 -
abril 2001 para el SINAC. Los procedimientos de cálculo de las tarifas en barra fueron publicados mediante la Resolución
Nº 030-2000 P/CTE.
En el siguiente cuadro se presenta la comparación entre las tarifas en barra propuestas por el Comité de Operación
Económica - COES (propuesta inicial), y las tarifas fijadas por la CTE versus las tarifas vigentes en mayo y noviembre 2000
para la barra Lima 220 kV.
Las tarifas en barra establecidas en las regulaciones mencionadas fueron las que se indican en el Cuadro STE-4 y Cuadro
STE-5 para mayo y noviembre respectivamente.
22 > anuario estadístico 2000
2.6
May-00 79,31 3,40 4,63
Nov-00 77,46 3,60 4,80
FijaciónEnergía
(ctv.US$/kW.h)
Potencia(US$/kW-
año)
PrecioMedio(ctv.
US$/kW.h)
Abr-00 76,59 3,07 4,26
Oct-00 66,27 3,01 4,04
MesEnergía
(ctv.US$/kW.h)
Potencia(US$/kW-
año)
PrecioMedio(ctv.
US$/kW.h)
May-00 76,65 2,73 3,92
Nov-00 67,27 2,83 3,87
FijaciónEnergía
(ctv.US$/kW.h)
Potencia(US$/kW-
año)
PrecioMedio(ctv.
US$/kW.h)
Precios propuestos por el COES Precios fijados por la CTE
Precios vigentes previos a lasfijaciones tarifarias (*)
8,7% -7,9%
18,9% -4,1%
FijaciónCTE
PropuestaCOES
Comparación de precios medios respecto a los vigentes
(*) Se utilizaron los tipos de cambio de mayo (para las tarifasvigentes de abril) y noviembre (para las tarifas vigentes deoctubre)
23 > anuario estadístico 2000
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2.6.2 FACTOR DE PONDERACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA (Ep)
La Resolución Nº 002-2000 P/CTE amplió la vigencia del los factores Ep establecidos en la Resolución N° 002-99 P/CTE
hasta la regulación de tarifas en barra correspondiente al mes de mayo. Mediante la Resolución N° 003-2000 P/CTE se
realizó la regulación de los factores Ep aplicables en el cálculo de las tarifas de energía correspondientes al periodo mayo
2000 - abril 2001. Dichos factores se regulan anualmente con la finalidad de ponderar el precio de la energía en horas
de punta y fuera de punta para aquellas tarifas con simple medición de energía.
2.6.3 FACTOR DE BALANCE DE POTENCIA COINCIDENTE EN HORAS DE PUNTA (FBP)
La Resolución Nº 006-2000 P/CTE aprobó los factores de balance de potencia coincidente en horas de punta (FBP) a nivel
empresa aplicables en el cálculo de las tarifas de energía correspondientes al periodo mayo 2000 - abril 2001. El FBP
representa el factor de ajuste entre la potencia ingresada menos las pérdidas eficientes y la potencia de punta efectiva
supuestamente vendida. El FBP se calcula anualmente para cada sistema eléctrico con demanda máxima superior a 12 MW.
2.6.4 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN
Los costos de generación, transmisión y distribución están sujetos a actualización periódica en función a la variación de
los principales indicadores macro-económicos: tipo de cambio, índice de precios al por mayor, precio de los combustibles
diesel 2 y residual 6, precio del aluminio, precio del residual fuel oil, precio del carbón bituminoso y la tasa arancelaria.
La aplicación de las fórmulas de reajuste en cada oportunidad dio como resultado los factores de actualización mostrados
en el Cuadro STE-6.
Precios en Barra Equivalente de Media TensiónEl 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.
En el Cuadro STE-7 y Cuadro STE-8 se muestran los precios en barra equivalente de media tensión en cada sistema
eléctrico del país luego de las regulaciones tarifarias de mayo y noviembre de 2000.
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TalaraEl 17 de noviembre de 2000; la CTE publicó la Resolución N°026-2000 P/CTE, donde se aprobó, en vías de regularización,
la Tarifa Máxima Inicial para la distribución de gas natural por red de ductos en el área de concesión de distribución del
Distrito de Pariñas ubicada en la Provincia de Talara, Departamento de Piura, la cual es igual al 80% de valor del Gas
Licuado de Petróleo (GLP) como equivalente energético. Para este fin se debe tomar como referencia el precio de venta
Promedio Mensual del Gas Licuado de Petróleo en balones de 10 kg. expresado en nuevos soles por balón (S/. / balón)
deducido el IGV, publicado mensualmente por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) de Piura.
Cabe indicar que, de acuerdo al artículo 102° del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos,
aprobado mediante D.S. N° 056-93-EM, dicha Tarifa Máxima Inicial comprende:
i) El costo del gas en el punto de entrega;
ii) El costo del servicio de distribución; y
iii) Una utilidad sobre los costos de distribución.
Adicionalmente, se indica que la facturación se realizará en forma bimensual.
En el siguiente gráfico se aprecia la evolución del precio del GLP y de la Tarifa Máxima Inicial de Gas Natural en Piura;
calculado de acuerdo a la Resolución N°026-2000 P/CTE, durante el año 2000.
34 > anuario estadístico 2000
S/.balón 24 lb * S/.balón 24 lb sin IGV S/. /10 kg S/. GigaJoule S/./GigaJoule
Enero 27,20 23,05 21,17 39,40
Febrero 27,20 23,05 21,17 39,40
Marzo 27,30 23,14 21,25 39,54
Abril 28,58 24,22 22,25 41,40
Mayo 29,30 24,83 22,81 42,44
Junio 29,60 25,08 23,04 42,87
Julio 29,60 25,08 23,04 42,87
Agosto 29,80 25,25 23,20 43,16
Setiembre 30,00 25,42 23,35 43,45
Octubre 29,70 25,17 23,12 43,02
Noviembre 29,90 25,34 23,28 43,31 34,65
Diciembre 30,00 25,42 23,35 43,45 34,76
Año 2000Precio del GLP Precio del GN
* Fuente: INEI - Piura
3.1
50
45
40
35
30
25
20
S/./
GJ
Precio del GLPPrecio del Gas Natural
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
Si tuac ión
de la s Tari fa s de
Gas Natura l
35 > anuario estadístico 2000
PIURA: PRECIOS DE VENTA DEL GAS A NIVEL DE CONSUMIDOR
CamiseaEl 9 de diciembre de 2000; se realizó la firma de los contratos de Explotación y de Transporte y Distribución del Gas de
Camisea. Copia del cual puede ser ubicado en la página WEB del Ministerio de Energía y Minas: www.mem.gob.pe.
a) Precio del Gas Natural (ver cláusula octava, numeral 8.4.4 del Contrato).
El Gas Natural de Camisea, de acuerdo al contrato tendrá, al inicio de la operación comercial, un precio máximo en Boca
de Pozo de 1,0 US$/MMBTU para los generadores eléctricos y 1,8 US$/MMBTU para los demás usuarios.
Este precio se reajustará de acuerdo al cálculo de un Factor de Ajuste determinado en base a los precios de los siguientes
residuales:
- Fuel Oil N°6 US Gulf Coast Waterbone (1% de azufre)
- Fuel Oil N°6 Rotterdam (1% de azufre)
- Fuel Oil N°6 New York (3% de azufre)
Cabe indicar que se realizó una mejora en la fórmula de cálculo de factor de ajuste; lo que ha permitido que se atenúe
la variabilidad característica en los precios de los residuales en el tiempo, consecuencia de coyunturas o estacionalidad.
A continuación se muestra la evolución de los precios que conforman la canasta de residuales fijados en el Contrato de
Camisea para el cálculo del Factor de Ajuste del Precio Máximo en Boca de Pozo.
Precios del GLP y Gas Natural como equivalente energético Ene-Dic 2000
3.2
b) Tarifas de Transporte y Distribución en Alta Presión (TDAP).
Se estima que a mayo de 2003; cuando el gas natural halla llegado a Lima; la tarifa de TDAP esté totalmente definida. A
semejanza del precio del Gas Natural, la tarifa de Transporte será diferenciada para los generadores eléctricos y los demás
usuarios.
Como información a la fecha se tiene que el Costo de Servicio de Transporte: Camisea – City gate de Lima, a marzo del
2003; es de 956,34 millones de US$ y que la capacidad Garantizada, de acuerdo al Contrato (cláusula 14.2) para cada
día calendario durante el período de recuperación será el mostrado en la tabla
36 > anuario estadístico 2000
200,00
180,00
160,00
140,00
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
35,00
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
Ene 98 Abr 98 Jul 98 Oct 98 Ene 99 Abr 99 Jul 99 Oct 99 Ene 00 Abr 00 Jul 00 Oct 00
USGC 1% SNew York 1% SRotterdam 3% S
US$/B
I
US$/T
M
Evolución de Precios de los Residuales 1998 - 2000
Si tuac ión
de la s Tari fa s de
Gas Natura l
37 > anuario estadístico 2000
1º a 7º 225
8º hasta fin de período de recuperación 255
Año de operación Capacidad Garantizada MMPCD
1º a 7º 380
8º hasta fin de período de recuperación 450
Año de operación Capacidad Garantizada MMPCD
Adicionalmente, se tiene como información que el Costo de Servicio de Distribución: City gate – Red de Alta Presión de
Lima, a marzo del 2003; es de 91,29 millones de US$ y que la capacidad Garantizada, de acuerdo al Contrato (cláusula
14.2) para cada día calendario durante el período de recuperación será el mostrado en la tabla
c) Tarifas de Transporte y Distribución en Baja Presión (TDBP)
La metodología de calculo ha sido determinada en la Resolución N° 014-1999 P/CTE.
Si tuac ión
de la s Tari fa s de
Gas Natura l
40 > anuario estadístico 2000
El resultado de la gestión comercial del período anual 2000 con relación al de 1999 muestra incrementos en la
producción, facturación por venta de energía, ventas y atención de suministros; así como disminución en el porcentaje de
pérdidas en los sistemas de distribución y en el número de trabajadores. A continuación se mencionan los aspectos más
representativos:
La producción de energía se incrementó en 5,0%, la venta de energía aumentó en 6,0%, el importe facturado por la
venta de energía (en US$) creció en 12,7%, las pérdidas de energía en los sistemas de distribución disminuyeron en 7,1
puntos porcentuales, el número de clientes se incrementó en 4,4%, y el número de trabajadores disminuyó en 4,6%.
Los hechos de mayor relevancia en el sector eléctrico fueron:
• A partir del 01 de julio del año 2000 las operaciones de Electro Andes pasan a ser de EGECEN.
• El día 08 de octubre del año 2000 a las 23:11 horas se efectuó el paralelo del SICN con el SIS.
• A partir del mes de diciembre Electro Norte tiene ventas en el mercado libre.
Generación de Energía (En MW.h)4.1.1 POR TIPO DE GENERACIÓN (En MW.h)
Del total producido durante el año 2000, el 86,0% corresponde a generación hidráulica y el 14,0% a generación térmica.
Las empresas generadoras que contribuyeron en mayor grado a la producción de energía durante el año 2000 son
Electroperú, Edegel, Egenor, Egasa, Enersur y Electro Andes que generaron el 37,7%, 20,5%, 8,7%, 5,7%, 6,8% y 6,3%
de la producción total del país, respectivamente.
La producción de energía eléctrica durante el año 2000 se muestra en el CUADRO IC-1.
4.1
Cuadro IC-1: Producción de Energía por Empresas y Tipo de Generación
4.1.2 POR EMPRESA (En MW.h)
Las empresas de mayor producción en el año 2000 fueron Electroperú, Edegel y Egenor con 6 868 330 MW.h, 3 740 835 MW.h
y 1 591 681 MW.h, respectivamente.
La producción de energía por sistemas interconectados muestra que al total generado en el país durante el año 2000 los
sistemas centro norte, sur y aislados contribuyeron en 80,5%, 16,9% y 2,6% respectivamente.
En el cuadro IC-2 se puede apreciar cuál fue la producción de energía en cada sistema interconectado y empresa durante
el año 2000.
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
41 > anuario estadístico 2000
GeneradorasAguaytía Energy 260 114 260 114Atocongo 6 291 6 291Cahua 276 273 276 273Cementos Norte Pacasmayo 192 811 13 594 206 406Edegel 3 720 138 20 697 3 740 835Eepsa 408 636 408 636Egasa 928 226 113 316 1 041 543Egemsa 6 468 2 502 8 969Egenor 1 577 365 14 315 1 591 681Egesur 109 098 99 951 209 049Electro Andes 1 153 370 1 153 370Electroperú 6 857 961 10 369 6 868 330Enersur 1 248 172 1 248 172Etevensa 2 865 2 865Pariac 24 686 24 686Proyecto Especial Chavimochic 11 400 31 11 430San Gabán 554 382 378 554 760Shougesa 1 141 1 141Sindicato Energético 65 210 65 210Sub-Total Generadoras 15 477 388 2 202 372 17 679 760
DistribuidorasEdelnor (Zonal Chancay) 4 020 599 4 618Electro Centro 60 073 88 60 161Electro Nor Oeste 7 892 3 237 11 129Electro Norte 13 434 4 209 17 643Electro Norte Medio 15 335 711 16 046Electro Oriente 66 896 187 241 254 137Electro Puno 9 756 9 756Electro Sur 230 230Electro Sur Este 24 971 16 502 41 472Electro Sur Medio 1 178 1 221 2 398Electro Tocache 373 373Electro Ucayali 104 109 104 109Emseusa 17 17Seal 11 546 24 637 36 183Sub-Total Distribuidoras 215 099 343 173 558 272
Total Perú 15 692 487 2 545 546 18 238 032
EmpresaHidráulica
(MW.h)Térmica(MW.h)
Total(MW.h)
Cuadro IC-2: Producción de Energía por Sistema Interconectado-Empresa
42 > anuario estadístico 2000
Sistema Interconectado Centro Norte (SICN)Aguaytía Energy 260 114 260 114Atocongo 6 291 6 291Cahua 276 273 276 273Cementos Norte Pacasmayo 206 406 206 406Edegel 3 740 835 3 740 835Eepsa 408 636 408 636Egenor 1 591 681 1 591 681Electro Andes 1 153 370 1 153 370Electro Centro 49 787 49 787Electro Nor Oeste 11 129 11 129Electro Norte Medio 2 855 2 855Electro Tocache 373 373Electroperú 6 868 330 6 868 330Etevensa 2 865 2 865Pariac 24 686 24 686Proyecto Especial Chavimochic 11 430 11 430Shougesa 1 141 1 141Sindicato Enérgetico 65 210 65 210Total SICN 14 617 267 64 144 14 681 411
Sistema Interconectado Sur (SISUR)Egasa 1 041 543 1 041 543Egemsa 8 969 8 969Egesur 209 049 209 049Electro Sur Este 26 585 26 585Enersur 1 248 172 1 248 172San Gabán 554 760 554 760Total SISUR 3 062 493 26 585 3 089 078
AisladosEdelnor (Zonal Chancay) 4 618 4 618Electro Centro 10 374 10 374Electro Norte 17 643 17 643Electro Norte Medio 13 191 13 191Electro Oriente 254 137 254 137Electro Puno 9 756 9 756Electro Sur 230 230Electro Sur Este 14 888 14 888Electro Sur Medio 2 398 2 398Electro Ucayali 104 109 104 109Emseusa 17 17Seal 36 183 36 183Total Aislados 467 544 467 544
Total Perú 17 679 760 558 272 18 238 032
EmpresaGeneradora
(MW.h)Distribuidora
(MW.h)Total
(MW.h)
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
43 > anuario estadístico 2000
4.1.3 POR DEPARTAMENTO (En MW.h)
Durante el año 2000, los departamentos donde se han producido los mayores volúmenes de energía fueron: Huancavelica
con el 37,6% y Lima con 20,3%, que en conjunto representan el 57,9% de la producción total en el país.
La información de producción de energía correspondiente al año 2000, por áreas geográficas departamentales, se detalla
a continuación
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
GW
.h
Hua
ncav
elic
a
Lim
a
Are
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a
Moq
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Anc
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Pun
o
Apu
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Ica
Aya
cuch
o
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azon
as
Huá
nuco
Térmica
Hidráulica
Pasco
Ancash
Lambayeque
Lima
Cajamarca
Amazonas
San Martín
Madre de Dios
Cusco
Puno
MoqueguaTacna
Arequipa
Apurímac
Ayacucho
Ica
Huancavelica
La Libertad
Tumbes
Piura
Loreto
UcayaliHuánuco
Junín
Térmica
Hidráulica
44 > anuario estadístico 2000
Amazonas 93 216 309 0,0%
Ancash 1 112 947 182 1 113 129 6,1%
Apurimac 19 158 1 050 20 209 0,1%
Arequipa 939 772 137 954 1 077 725 5,9%
Ayacucho 1 178 1 124 2 301 0,0%
Cajamarca 49 450 2 096 51 547 0,3%
Cusco 10 494 1 734 12 228 0,1%
Huancavelica 6 866 272 115 6 866 387 37,6%
Huánuco 0,0%
Ica 1 141 1 141 0,0%
Junín 756 415 71 756 486 4,1%
La Libertad 206 825 14 478 221 303 1,2%
Lambayeque 496 305 7 304 503 609 2,8%
Lima 3 675 058 30 452 3 705 509 20,3%
Loreto 36 016 152 526 188 542 1,0%
Madre de Dios 14 746 14 746 0,1%
Moquegua 1 248 606 1 248 606 6,8%
Pasco 774 091 774 091 4,2%
Piura 73 102 420 097 493 199 2,7%
Puno 565 924 1 729 567 653 3,1%
San Martín 290 34 732 35 022 0,2%
Tacna 109 098 99 748 208 846 1,1%
Tumbes 10 849 10 849 0,1%
Ucayali 364 596 364 596 2,0%
Total Perú 15 692 487 2 545 546 18 238 032 100,0%
DepartamentoTérmica(MW.h)
Hidráulica(MW.h)
Total(MW.h)
Partic.(%)
Producción de Energía por Departamentos
Gen
erac
ión
100%
= 1
8 23
8 G
W.h
14%
Tér
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a
86%
Hid
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3% A
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17%
SIS
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38%
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7% M
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Otr
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4.1.
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sa
46 > anuario estadístico 2000
Ventas de Energía (En GW.h)Durante el año 2000 las ventas de energía a clientes finales, en los mercados libre y regulado, registran 15 525 GW.h,
magnitud mayor en 6,0% y 11,0% con relación a lo registrado en los años 1999 y 1998 respectivamente.
Del total de energía vendida en este período, 7 121 GW.h (45,9%) corresponden a ventas efectuadas en el mercado libre
y 8 404 GW.h (54,1%) a ventas en el regulado.
En el mercado regulado, las ventas de energía se incrementaron en 4,3% y en 8,4% con relación a 1999 y 1998
respectivamente.
En el mercado libre, la energía vendida se incrementó en 8,0% respecto a 1999, y en 14,2% con relación a 1998.
4.2.1 EVOLUCIÓN (1985 – 2000)
Cuadro IC-3: Evolución de las Ventas de Energía
GW.h
LibreMAT 847 551 889 806 750 649 890 801 836 828 949 1 116 1 932 2 255 2 541 2 662AT 504 470 532 543 475 710 590 484 517 698 813 847 1 340 1 680 1 696 1 862MT 945 1 135 1 241 1 124 880 1 151 1 323 959 1 251 1 563 1 620 1 553 1 836 2 297 2 356 2 597BT 8 9 7 1 0 0
Sub-Total 2 296 2 156 2 662 2 473 2 106 2 510 2 803 2 244 2 604 3 089 3 390 3 525 5 115 6 234 6 593 7 121Regulado
AT 12 14 16 8 6 6MT 455 561 626 601 537 572 587 496 987 1 279 1 394 1 547 1 753 1 910 2 079 2 271BT 4 058 4 795 4 862 5 156 5 087 4 521 4 819 4 522 4 720 4 966 5 016 5 215 5 518 5 832 5 970 6 127
Residencial 2 219 2 366 2 688 2 917 2 875 3 020 3 143 2 928 3 064 3 185 3 150 3 184 3 383 3 638 3 766 3 934No Residencial 1 839 2 429 2 174 2 239 2 212 1 501 1 676 1 594 1 656 1 781 1 866 2 031 2 135 2 195 2 203 2 193
Sub-Total 4 514 5 357 5 488 5 758 5 625 5 093 5 405 5 017 5 707 6 245 6 422 6 776 7 287 7 750 8 055 8 404TOTAL 6 810 7 513 8 150 8 230 7 730 7 603 8 209 7 261 8 311 9 335 9 811 10 300 12 402 13 984 14 648 15 525
Nivel deTensión 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
18 000
16 000
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
GW
.h
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
6 810
7 513 8 150 8 230 7 730 7 603 8 209 7 261 8 311
9 335 9 811 10 300
12 402
13 98414 648
15 525
4.2
4.2.2 Por Sistema Interconectado / Aislado (Año 2000 en MW.h )
Del total de energía vendida durante el año 2000, el 80,5% corresponde al Sistema Interconectado Centro Norte, el
17,8% al Sistema Interconectado Sur y el 1,7% a los Sistemas Aislados
Cuadro IC-4: Ventas de Energía por Sistema Interconectado
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
47 > anuario estadístico 2000
Interconectado Centro Norte 5 106 622 7 390 754 12 497 375 80,5%
Interconectado Sur 2 002 405 762 086 2 764 491 17,8%
Aislados 11 500 251 657 263 157 1,7%
Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%
SistemaRegulado(MW.h)
Libre(MW.h)
Total(MW.h)
Partic.(%)
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
SICN SISUR Aislados Total Perú
GW
.h
Libre
Regulado
4.2.3 Por Empresa (Año 2000 en MW.h)
Las ventas de energía durante el año 2000 efectuadas por cada una de las empresas de electricidad se resumen en el
Cuadro IC-5:
Cuadro IC-5: Ventas de Energía por Empresas
48 > anuario estadístico 2000
GeneradorasAguaytia 5 021 5 021 0,0%Atocongo 4 176 4 176 0,0%Cahua 192 660 192 660 1,2%Edegel 395 251 395 251 2,5%Eepsa 70 182 70 182 0,5%Egasa 51 767 51 767 0,3%Egemsa 505 505 0,0%Egenor 202 531 202 531 1,3%Electro Andes 1 116 598 1 116 598 7,2%Electroperú 850 745 850 745 5,5%Enersur 1 330 359 1 330 359 8,6%San Gaban 237 506 237 506 1,5%Shougesa 308 477 308 477 2,0%Sub-Total Generadoras 4 765 776 4 765 776 30,7%
DistribuidorasCoelvisa 20 688 20 688 0,1%Chavimochic (Distribución) 935 1 474 2 409 0,0%EdeCañete 6 819 45 418 52 237 0,3%Edelnor (Zonal Chancay) 32 265 146 437 178 702 1,2%Edelnor (Zonal Lima) 906 380 2 497 960 3 404 341 21,9%Electro Centro 126 976 296 273 423 249 2,7%Electro Nor Oeste 21 102 345 663 366 765 2,4%Electro Norte 168 248 485 248 653 1,6%Electro Norte Medio 186 791 556 276 743 066 4,8%Electro Oriente 5 636 161 196 166 832 1,1%Electro Pangoa 818 818 0,0%Electro Puno 19 959 85 746 105 705 0,7%Electro Sur 147 591 147 591 1,0%Electro Sur Este 8 285 178 224 186 509 1,2%Electro Sur Medio 78 930 281 456 360 387 2,3%Electro Tocache 2 273 2 273 0,0%Electro Ucayali 5 864 80 316 86 180 0,6%Emsemsa 4 393 4 393 0,0%Emseusa 3 935 3 935 0,0%Luz del Sur 600 615 2 946 229 3 546 845 22,8%Seal 354 024 350 525 704 549 4,5%Sersa 3 118 3 118 0,0%Sub-Total Distribuidoras 2 354 750 8 404 496 10 759 247 69,3%
Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%
EmpresaRegulado(MW.h)
Libre(MW.h)
Total(MW.h)
Partic.(%)
4.2.4 Por Nivel de Tensión (Año 2000 en MW.h )
En el año 2000, el 17,1% de las ventas de energía se registraron en Muy Alta Tensión, el 12% en Alta Tensión, el 31,4%
en Media Tensión y el 39,5% en Baja Tensión.
Cuadro IC-6: Ventas de Energía por Nivel de Tensión
4.2.5 Por Tipo de Uso (Año 2000 en MW.h)
Durante el año 2000 el mayor consumo de energía se registró en el sector industrial con el 55,6%, seguido del sector
residencial con 25,3% y finalmente el sector comercial con 15,6%. La energía destinada al servicio de alumbrado público
representa el 3,5% del total de ventas en el país.
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
49 > anuario estadístico 2000
Muy Alta Tensión 2 662 094 2 662 094 17,1%
Alta Tensión 1 861 606 5 906 1 867 512 12,0%
Media Tensión 2 596 827 2 271 107 4 867 934 31,4%
Baja Tensión 6 127 484 6 127 484 39,5%
Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%
Nivel deTensión
Regulado(MW.h)
Libre(MW.h)
Total(MW.h)
Partic.(%)
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
Muy Alta Alta Media Baja Total Perú
GW
.h
Libre
Regulado
Cuadro IC-7: Ventas de Energía por Tipo de Uso
4.2.6 Por Departamento (Año 2000 en MW.h)
Los departamentos que concentran mayor consumo de energía eléctrica del país son: Lima (51,3%), Pasco (11,4%),
Moquegua (8,8%), Arequipa (4,9%) e Ica (4,1%).
50 > anuario estadístico 2000
Sistema Interconectado
Alumbrado Público 428 028 76 000 36 825 540 852 3,5%
Comercial 2 200 150 160 581 66 009 2 426 739 15,6%
Industrial 6 396 820 2 134 425 97 173 8 628 418 55,6%
Residencial 3 387 091 357 052 184 871 3 929 014 25,3%
Total Perú 12 412 089 2 728 057 384 877 15 525 023 100,0%
Tipo de Uso SISUR(MW.h)
SICN(MW.h)
Total(MW.h)
Aislado(MW.h)
Partic.(%)
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
Alumbrado Público Comercial Industrial Residencial Total Perú
GW
.h
SICN
SISUR
Aislado
Pasco
Ancash
Lambayeque
Lima
Cajamarca
Amazonas
San Martín
Madre de Dios
Cusco
Puno
MoqueguaTacna
Arequipa
ApurímacAyacucho
Ica
Huancavelica
La Libertad
Tumbes
Piura
Loreto
UcayaliHuánuco
Junín
Regulado
Libre
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
51 > anuario estadístico 2000
Amazonas 35 540 35 540 0,2%
Ancash 511 894 193 405 705 299 4,5%
Apurimac 19 496 19 496 0,1%
Arequipa 405 921 350 525 756 446 4,9%
Ayacucho 35 025 35 025 0,2%
Cajamarca 80 909 40 451 121 361 0,8%
Cusco 246 166 146 144 392 310 2,5%
Huancavelica 12 952 12 952 0,1%
Huánuco 5 021 49 161 54 181 0,3%
Ica 338 679 299 433 638 113 4,1%
Junín 155 241 155 241 1,0%
La Libertad 935 327 815 328 750 2,1%
Lambayeque 168 212 957 213 125 1,4%
Lima 2 317 477 5 640 438 7 957 915 51,3%
Loreto 5 636 133 551 139 186 0,9%
Madre de Dios 12 584 12 584 0,1%
Moquegua 1 330 359 39 911 1 370 270 8,8%
Pasco 1 724 414 47 425 1 771 839 11,4%
Piura 127 125 306 979 434 104 2,8%
Puno 19 959 85 746 105 705 0,7%
San Martín 33 037 33 037 0,2%
Tacna 107 680 107 680 0,7%
Tumbes 38 685 38 685 0,2%
Ucayali 5 864 80 316 86 180 0,6%
Total Perú 7 120 527 8 404 496 15 525 023 100,0%
DepartamentoRegulado(MW.h)
Libre(MW.h)
Total(MW.h)
Partic.(%)
Ventas de Energía Eléctrica por Departamento
Ven
tas
100%
= 1
5 52
5 G
W.h
69%
Dis
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31%
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2% A
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18%
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80%
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51%
Lim
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11%
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15%
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4.2.
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200
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17%
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16%
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Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
53 > anuario estadístico 2000
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
Facturación ( En US$) La facturación de energía eléctrica en los mercados libre y regulado correspondiente al año 2000 alcanzó S/. 3 381
Millones (US$ 1 112 Millones), lo que representa un aumento del 10,8% y 12,3% (en US$) respecto al año 1999 y 1998.
En el año 2000 la facturación en US$ por venta de energía en el mercado libre se incrementó en 12,7% y 19,8% respecto
a lo obtenido en 1999 y 1998, respectivamente. La facturación, en el mercado regulado aumentó en 9,9% y 8,9%
respecto a 1999 y 1998.
4.3.1 EVOLUCIÓN (1985 – 2000)
Cuadro IC-8: Evolución de la Facturación por Venta de Energía (Millones US$)
Facturación por Venta de Energía (Millones US$)
LibreMAT 18 18 14 7 16 21 28 33 34 35 36 46 112 117 136 149AT 15 14 14 8 10 26 21 23 22 29 37 42 53 72 76 86MT 38 38 37 19 22 54 61 63 67 83 97 98 109 120 118 136BT 1 1 1
Sub-Total 71 71 65 35 48 100 110 119 123 146 171 188 276 310 329 371Regulado
AT 1 1 1 1MT 24 25 37 14 15 30 28 32 57 81 95 107 116 107 113 133BT 150 157 130 92 83 219 239 306 304 457 555 600 623 573 561 607
Residencial 62 61 58 34 24 101 115 170 171 282 354 374 392 364 360 396No Residencial 88 96 72 58 59 118 124 136 133 175 201 226 231 209 201 211
Sub-Total 174 182 167 106 98 249 267 338 361 537 650 708 741 680 674 741Total 245 253 231 141 146 349 377 457 484 684 821 895 1 017 990 1 004 1 112
Nivel deTensión 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
1 200
1 000
800
600
400
200
0
Mil
es
US$
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
245 253 231
141 146
349 377457 484
684
821
895
1 017 990 1 004
1 112
4.3
4.3.2 POR SISTEMA INTERCONECTADO / AISLADO ( En Miles US$)
Del total de facturación por venta de energía al cliente final en el año 2000 (US$ 1 112 Millones), el 77,3% se
facturó en el Sistema Interconectado Centro Norte, el 18,3% en el Sistema Interconectado Sur y el 4,4% en los Sistemas
Aislados.
Cuadro IC-9: Facturación por Sistema Interconectado
4.3.3 POR EMPRESA (En Miles US$)
De los US$ 1 112 Millones facturados en el año 2000, el 21,9% correspondió a las empresas generadoras y el 78,1% a
las empresas distribuidoras.
En el cuadro IC-10 se muestra la facturación en cada empresa concesionaria y su participación respecto al total facturado
en el país.
54 > anuario estadístico 2000
800
700
600
500
400
300
200
100
0
SICN SISUR Aislados Total Perú
Mil
lon
es
US$
Libre
Regulado
Interconectado Centro Norte 234 881 624 444 859 326 77,3%
Interconectado Sur 132 816 70 397 203 213 18,3%
Aislados 3 456 45 971 49 428 4,4%
Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,0%
SistemaRegulado
(Miles US$)Libre
(Miles US$)Total
(Miles US$)Partic.
(%)
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
55 > anuario estadístico 2000
GeneradorasAguaytia 258 258 0,02%Atocongo 1 291 1 291 0,12%Cahua 6 140 6 140 0,55%Edegel 19 235 19 235 1,73%Eepsa 3 456 3 456 0,31%Egasa 3 348 3 348 0,30%Egemsa 23 23 0,00%Egenor 10 103 10 103 0,91%Electro Andes 46 990 46 990 4,23%Electroperú 28 537 28 537 2,57%Enersur 96 204 96 204 8,65%San Gaban 12 785 12 785 1,15%Shougesa 15 549 15 549 1,40%Sub-Total Generadoras 243 918 243 918 21,94%
DistribuidorasChavimochic (Distribución) 64 176 241 0,02%Coelvisa 1 247 1 247 0,11%EdeCañete 469 3 994 4 463 0,40%Edelnor (Zonal Chancay) 3 259 12 636 15 895 1,43%Edelnor (Zonal Lima) 44 940 208 439 253 379 22,79%Electro Centro 6 661 30 845 37 506 3,37%Electro Nor Oeste 1 094 28 830 29 925 2,69%Electro Norte 13 22 983 22 996 2,07%Electro Norte Medio 9 907 50 746 60 654 5,45%Electro Oriente 513 21 233 21 746 1,96%Electro Pangoa 106 106 0,01%Electro Puno 1 592 8 586 10 178 0,92%Electro Sur 13 367 13 367 1,20%Electro Sur Este 387 19 340 19 727 1,77%Electro Sur Medio 4 404 22 428 26 833 2,41%Electro Tocache 252 252 0,02%Electro Ucayali 550 9 558 10 109 0,91%Emsemsa 429 429 0,04%Emseusa 421 421 0,04%Luz del Sur 34 903 249 943 284 845 25,62%Seal 18 479 34 874 53 353 4,80%Sersa 378 378 0,03%Sub-Total Distribuidoras 127 236 740 813 868 048 78,06%
Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,00%
EmpresaRegulado
(Miles US$)Libre
(Miles US$)Total
(Miles US$)Partic.
(%)
Cuadro IC-10: Facturación por Empresa
4.3.4 POR NIVEL DE TENSIÓN (En Miles US$)
La composición del importe de la facturación total a clientes finales por niveles de tensión a nivel nacional durante el año
2000, muestra que el 13,4% corresponde a consumos en Muy Alta Tensión, el 7,8% en Alta Tensión, el 24,3% en Media
Tensión y el 54,6% en Baja Tensión.
Cuadro IC-11: Facturación por Nivel de Tensión
56 > anuario estadístico 2000
800
700
600
500
400
300
200
100
Muy Alta Alta Media Baja Total Perú
Mil
lon
es
US$
Libre
Regulado
Muy Alta Tensión 148 520 148 520 13,4%
Alta Tensión 86 250 357 86 607 7,8%
Media Tensión 136 384 133 443 269 827 24,3%
Baja Tensión 607 013 607 013 54,6%
Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,0%
Nivel deTensión
Regulado(Miles US$)
Libre(Miles US$)
Total(Miles US$)
Partic.(%)
4.3.5 POR TIPO DE USO (En Miles US$)
En el año 2000 la facturación en los sectores industrial, residencial, comercial y de alumbrado público representaron el
43,8%, 35,6%, 16,2% y el 4,4% respectivamente.
Cuadro IC-12: Facturación por Tipo de Uso (Millones US$)
4.3.6 POR DEPARTAMENTO (En Miles US$)
La composición de la facturación por departamento se muestra a continuación:
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
57 > anuario estadístico 2000
1 000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Alumbrado P blico Comercial Industrial Residencial Total Per
Mil
lon
es
US$
SICN
SISUR
Aislado
Sistema Interconectado
Alumbrado Público 38 097 6 956 3 329 48 383 4,4%
Comercial 158 955 13 667 7 689 180 311 16,2%
Industrial 334 460 142 241 10 462 487 164 43,8%
Residencial 327 813 40 349 27 948 396 110 35,6%
Total Perú 859 326 203 213 49 428 1 111 967 100,0%
Tipo de Uso SISUR(Miles US$)
SICN(Miles US$)
Total(Miles US$)
Aislado(Miles US$)
Partic.(%)
58 > anuario estadístico 2000
Amazonas 4 027 4 027 0,4%
Ancash 25 351 17 884 43 235 3,9%
Apurimac 2 385 2 385 0,2%
Arequipa 21 832 34 874 56 706 5,1%
Ayacucho 3 810 3 810 0,3%
Cajamarca 4 235 4 280 8 515 0,8%
Cusco 13 189 14 945 28 134 2,5%
Huancavelica 1 431 1 431 0,1%
Huánuco 258 4 867 5 125 0,5%
Ica 17 577 23 567 41 145 3,7%
Junín 16 708 16 708 1,5%
La Libertad 64 29 255 29 320 2,6%
Lambayeque 13 18 881 18 894 1,7%
Lima 110 166 475 441 585 606 52,7%
Loreto 513 17 578 18 091 1,6%
Madre de Dios 2 010 2 010 0,2%
Moquegua 96 204 4 051 100 254 9,0%
Pasco 73 335 4 242 77 577 7,0%
Piura 6 274 25 186 31 459 2,8%
Puno 1 592 8 586 10 178 0,9%
San Martín 4 284 4 284 0,4%
Tacna 9 317 9 317 0,8%
Tumbes 3 645 3 645 0,3%
Ucayali 550 9 558 10 109 0,9%
Total Perú 371 154 740 813 1 111 967 100,0%
DepartamentoRegulado
(Miles US$)Libre
(Miles US$)Total
(Miles US$)Partic.
(%)
Facturación por Venta de Energía en cada Departamento
Pasco
Ancash
Lambayeque
Lima
Cajamarca
Amazonas
San Martín
Madre de Dios
Cusco
Puno
MoqueguaTacna
Arequipa
Apurímac
Ayacucho
Ica
Huancavelica
La Libertad
Tumbes
Piura
Loreto
UcayaliHuánuco
Junín
Regulado
Libre
Fact
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US$
1 1
11 9
67 M
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52%
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23%
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26%
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4.3.
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60 > anuario estadístico 2000
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Mil
es
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tes
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
1 440 1 538 1 6291 741 1 791
1 862 1 953 2 0052 105
2 3102 489
2 7782 959 3 052
3 217
3 359
Número de Clientes El número de clientes del año 2000 ha sido 3 358 633, lo que significa un incremento del 4,4% y 10% en relación a los
años 1999 y 1998, respectivamente.
4.4.1 EVOLUCIÓN (1985 – 2000)
Cuadro IC-13: Evolución del Número de Clientes para el Período 1985-1999
4.4.2 POR SISTEMA INTERCONECTADO / AISLADO (Diciembre 2000)
A diciembre del año 2000 el sistema interconectado centro norte atiende el 76,4% de los suministros del país, el sistema
interconectado sur el 15,7% y los Sistemas Aislados el 7,9%.
Número de Clientes
LibreMAT 6 6 7 8 7 11 10 10 9 8 7 8 11 17 14 17
AT 21 20 22 22 21 30 36 39 36 36 26 28 34 36 41 41
MT 120 126 127 129 143 148 218 241 146 148 151 146 153 157 170 173
BT 17 10 9 1 1
Total Libre 147 152 156 159 171 189 264 290 191 192 201 192 207 211 226 231
ReguladoAT 13 15 17 13 10 9
MT 763 841 928 1 001 1 326 1 551 1 598 1 804 2 891 3 290 3 742 4 306 4 851 5 368 5 774 6 259
BT 1 438 688 1 537 105 1 627 818 1 740 210 1 789 204 1 859 779 1 951 440 2 002 486 2 101 786 2 306 120 2 484 570 2 773 506 2 954 110 3 046 893 3 211 041 3 352 134
Residencial 1 301 411 1 396 022 1 481 329 1 585 074 1 632 734 1 703 794 1 791 000 1 835 134 1 871 025 2 074 562 2 251 337 2 518 347 2 701 472 2 790 670 2 948 706 3 102 658
No Residencial 137 277 141 083 146 489 155 136 156 470 155 985 160 440 167 352 230 761 231 558 233 233 255 159 252 647 256 223 262 332 249 476
Total Regulado 1 439 451 1 537 946 1 628 746 1 741 211 1 790 530 1 861 330 1 953 038 2 004 290 2 104 677 2 309 410 2 488 325 2 777 827 2 958 978 3 052 274 3 216 822 3 358 402
Total 1 439 598 1 538 098 1 628 902 1 741 370 1 790 701 1 861 519 1 953 302 2 004 580 2 104 868 2 309 602 2 488 526 2 778 019 2 959 185 3 052 485 3 217 048 3 358 633
Nivel deTensión 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
4.4
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
61 > anuario estadístico 2000
Clientes Regulados
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
SICN SISUR Aislados Total
Mil
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250
200
150
100
50
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SICN SISUR Aislados Total
Cli
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Lib
res
Interconectado Centro Norte 214 2 564 355 2 564 569 76,4%
Interconectado Sur 15 527 858 527 873 15,7%
Aislados 2 266 189 266 191 7,9%
Total Perú 231 3 358 402 3 358 633 100,0%
SistemaRegulado(Clientes)
Libre(Clientes)
Total(Clientes)
Partic.(%)
Cuadro IC-14: Número de Clientes por Sistema Interconectado
Clientes Libres
62 > anuario estadístico 2000
4.4.3 POR EMPRESA (Diciembre 2000)
A diciembre del año 2000 las empresas que atendieron más suministros fueron: Edelnor (Zonal Lima) con el 24,1%, Luz
del Sur con el 19,9%, Electro Norte Medio con el 9,7%, Electro Centro con el 8,5%, Seal con el 6,2%, Electro Nor Oeste
con el 5,7% y Electro Sur Este con el 5,5%.
Cuadro IC-15: Número de Clientes por Empresa
GeneradorasAguaytia 2 2 0,0%Atocongo 1 1 0,0%Cahua 2 2 0,0%Edegel 4 4 0,0%Eepsa 3 3 0,0%Egasa 1 1 0,0%Egemsa 1 1 0,0%Egenor 10 10 0,0%Electro Andes 14 14 0,0%Electroperú 6 6 0,0%Enersur 1 1 0,0%San Gaban 2 2 0,0%Shougesa 1 1 0,0%Total Generadoras 48 48 0,0%
DistribuidorasChavimochic (Distribución) 1 2 231 2 232 0,1%Coelvisa 173 173 0,0%EdeCañete 1 22 360 22 361 0,7%Edelnor (Zonal Chancay) 3 75 296 75 299 2,2%Edelnor (Zonal Lima) 76 810 394 810 470 24,1%Electro Centro 6 283 856 283 862 8,5%Electro Nor Oeste 2 191 231 191 233 5,7%Electro Norte 1 159 775 159 776 4,8%Electro Norte Medio 12 325 608 325 620 9,7%Electro Oriente 100 631 100 631 3,0%Electro Pangoa 841 841 0,0%Electro Puno 2 91 041 91 043 2,7%Electro Sur 81 433 81 433 2,4%Electro Sur Este 1 184 344 184 345 5,5%Electro Sur Medio 11 107 511 107 522 3,2%Electro Tocache 3 771 3 771 0,1%Electro Ucayali 30 311 30 311 0,9%Emsemsa 5 057 5 057 0,2%Emseusa 4 038 4 038 0,1%Luz del Sur 60 667 991 668 051 19,9%Seal 7 206 958 206 965 6,2%Sersa 3 551 3 551 0,1%Total Distribuidoras 183 3 358 402 3 358 585 100,0%
Total 231 3 358 402 3 358 633 100,0%
EmpresaRegulado(Clientes)
Libre(Clientes)
Total(Clientes)
Partic.(%)
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
63 > anuario estadístico 2000
4.4.4 POR NIVEL DE TENSIÓN (Diciembre 2000)
El detalle de atención por nivel de tensión muestra que el 99,8% de los clientes es alimentado en Baja Tensión y 0,2%
en el resto de las tensiones.
Cuadro IC-16: Número de Clientes por Nivel de Tensión
4.4.5 POR TIPO DE USO (Diciembre 2000)
A diciembre del año 2000 se registró mayor número de usuarios en el sector residencial con 92,4% de participación
respecto al total de suministros atendidos en el país, seguido por el sector comercial con 7,1%, el industrial 0,4% y el
alumbrado público con 0,2%.
Cuadro IC-17: Número de Clientes por Tipo de Uso
4.4.6 POR DEPARTAMENTO (Diciembre 2000)
El número de clientes por departamento a diciembre del año 2000 se muestra a continuación:
Muy Alta Tensión 17 17 0,0%
Alta Tensión 41 9 50 0,0%
Media Tensión 173 6 259 6 432 0,2%
Baja Tensión 3 352 134 3 352 134 99,8%
Total Perú 231 3 358 402 3 358 633 100,0%
Nivel deTensión
Regulado(Clientes)
Libre(Clientes)
Total(Clientes)
Partic.(%)
Sistema Interconectado
Alumbrado Público 4 268 1 702 403 6 373 0,2%
Comercial 190 020 30 832 16 408 237 260 7,1%
Industrial 10 197 1 357 788 12 342 0,4%
Residencial 2 360 084 493 982 248 592 3 102 658 92,4%
Total Perú 2 564 569 527 873 266 191 3 358 633 100,0%
Tipo de Uso SISUR(Clientes)
SICN(Clientes)
Total(Clientes)
Aislado(Clientes)
Partic.(%)
64 > anuario estadístico 2000
Amazonas 37 459 37 459 1,1%
Ancash 17 116 115 116 132 3,5%
Apurimac 41 130 41 130 1,2%
Arequipa 8 206 958 206 966 6,2%
Ayacucho 38 644 38 644 1,2%
Cajamarca 3 31 470 31 473 0,9%
Cusco 4 134 832 134 836 4,0%
Huancavelica 21 438 21 438 0,6%
Huánuco 2 37 964 37 966 1,1%
Ica 12 101 925 101 937 3,0%
Junín 156 456 156 456 4,7%
La Libertad 1 187 650 187 651 5,6%
Lambayeque 1 118 958 118 959 3,5%
Lima 144 1 581 098 1 581 242 47,1%
Loreto 80 006 80 006 2,4%
Madre de Dios 8 382 8 382 0,2%
Moquegua 1 26 769 26 770 0,8%
Pasco 30 35 954 35 984 1,1%
Piura 6 163 812 163 818 4,9%
Puno 2 91 041 91 043 2,7%
San Martín 27 947 27 947 0,8%
Tacna 54 664 54 664 1,6%
Tumbes 27 419 27 419 0,8%
Ucayali 30 311 30 311 0,9%
Total Perú 231 3 358 402 3 358 633 100,0%
DepartamentoRegulado(Clientes)
Libre(Clientes)
Total(Clientes)
Partic.%
Número de Clientes por Departamento
Pasco
Ancash
Lambayeque
Lima
Cajamarca
Amazonas
San Martín
Madre de Dios
Cusco
Puno
MoqueguaTacna
Arequipa
Apurímac
Ayacucho
Ica
Huancavelica
La Libertad
Tumbes
Piura
Loreto
UcayaliHuánuco
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ipo
de
Uso
66 > anuario estadístico 2000
Ratios Comerciales4.5.1 CONSUMO PROMEDIO EN EL SECTOR RESIDENCIAL (1985 - 2000)
En el siguiente gráfico se muestra la evolución del consumo promedio mensual (en kW.h) en el sector residencial.
Cuadro IC-17: Evolución del Consumo Promedio Residencial
4.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN DISTRIBUCIÓN
Las pérdidas de energía del año 2000 representaron el 10,7% de la energía ingresada a los sistemas de distribución. Esta
cifra representa una disminución de 0,8 y 1,7 puntos porcentuales en los niveles de pérdidas registradas en los años 1999
y 1998, respectivamente.
Pérdidas de Energía en los Sistemas de Distribución Perú: 1997 - 2000
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
kW
.h /
usu
ari
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1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
141151
153
147 148 146133 136
128117
105 104109 106 108
18%
16%
14%
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
Po
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taje
1997 1998 1999 2000
14,6%
12,4% 11,5%
10,3%
4.5
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
67 > anuario estadístico 2000
Cuadro IC-18: Porcentaje de Pérdidas en las Empresas de Distribución
Porcentaje de Pérdidas en Distribución (%)
Electro Tocache 38,8%Emsemsa 30,0%Chavimochic (Distribución) 23,6%Seal 22,8%Electro Oriente 17,7%Sersa 17,3%Emseusa 15,1%Electro Puno 14,7%Electro Sur Este 14,4%Electro Norte 14,0%Electro Norte Medio 12,7%Electro Ucayali 12,1%Electro Sur 11,8%Electro Nor Oeste 10,9%Electro Sur Medio 10,8%Edelnor 9,3%EdeCañete 8,9%Electro Centro 8,4%Luz del Sur 8,2%Edelnor (Zonal Chancay) 7,9%Coelvisa 5,3%Perú 10,3%
Empresas Distribuidoras Porcentajes
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Po
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68 > anuario estadístico 2000
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35%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Hid
ran
din
a
0%5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Elec
tro
no
rte
0%5%10%
15%
20%
25%
30%
35%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Elec
tro
no
roes
te
0%5%10%
15%
20%
25%
30%
35%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Elec
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0%5%10%
15%
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25%
30%
35%
40%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Sers
a (R
ioja
)
0%5%10%
15%
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25%
30%
35%
40%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
7,9
%7
,6%
7,5
%7
,4%
7,3
%7
,3%
7,3
%7
,1%
9,0
%8
,7%
8,5
%8
,4%
7,7
%4
,8%
4,3
%3
,6%
10
,3%
11
,5%
12
,4%
14
,6%
17
,1%
21
,9%
20
,6%
19
,7%
0%5%10%
15%
20%
25%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Elec
tro
Su
r M
edio
0%5%10%
15%
20%
25%
30%
35%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Elec
tro
cen
tro
0%5%10%
15%
20%
25%
30%
35%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Elec
tro
Pu
no
0%5%10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Tota
l Per
ú(1
993-
2000
)
4.5.3 NÚMERO DE TRABAJADORES
El número total de trabajadores a diciembre del año 2000 fue 4 844, lo que representa una disminución de 4,6% y 14,0%
respecto a diciembre de 1999 y 1998.
Número de Trabajadores (Años: 1998 - 2000)
La evolución por empresa es la siguiente:
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
69 > anuario estadístico 2000
6 500
5 500
4 500
3 500
2 500
1 500
500
Trab
aja
do
res
1998 1999 2000
5 635
5 0804 844
Cuadro IC-19: Número de Trabajadores por Empresa (Años 1998-2000)
4.5.4 NÚMERO DE CLIENTES POR TRABAJADOR EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
El número de clientes por trabajador en las concesionarias de distribución en el año 2000 fue de 1 151, lo que representa
un aumento de 44,1% y de 13,4% en relación al año 1998 y 1999, respectivamente. Este aumento significativo se debe
al incremento del número de usuarios en las empresas de electricidad.
70 > anuario estadístico 2000
Variación (%)Trabajadores
Aguaytía Energy 10 10 28 180,0 180,0Atocongo 9 11 11 22,2 0,0Cahua 56 41 41 -26,8 0,0Cementos Norte Pacasmayo 19 19 - 0,0Edegel 237 180 167 -29,5 -7,2Eepsa 47 47 41 -12,8 -12,8Egasa 124 131 122 -1,6 -6,9Egemsa 59 63 47 -20,3 -25,4Egenor 237 240 208 -12,2 -13,3Egesur 66 69 78 18,2 13,0Electro Andes 142 140 140 -1,4 0,0Electroperú 263 254 255 -3,0 0,4Enersur 128 139 137 7,0 -1,4Etevensa 49 49 33 -32,7 -32,7Pariac 8 8 - 0,0Proyecto Especial Chavimochic 21 19 19 -9,5 0,0San Gaban 5 78 - 1 460,0Shougesa 34 32 40 17,6 25,0Sindicato Energético 18 18 - 0,0Albaco 12 -100,0 -Coelvisa 13 20 18 38,5 -10,0Chavimochic Distribución 7 7 - 0,0EdeCañete 19 19 19 0,0 0,0Edelnor (Zonal Chancay) 45 48 40 -11,1 -16,7Edelnor (Zonal Lima) 710 702 540 -23,9 -23,1Electro Centro 402 231 258 -35,8 11,7Electro Nor Oeste 247 191 163 -34,0 -14,7Electro Norte 352 182 183 -48,0 0,5Electro Norte Medio 354 147 154 -56,5 4,8Electro Oriente 171 131 78 -54,4 -40,5Electro Pangoa 4 4 4 0,0 0,0Electro Puno 67 78 - 16,4Electro Sur 107 95 88 -17,8 -7,4Electro Sur Este 272 202 199 -26,8 -1,5Electro Sur Medio 222 225 265 19,4 17,8Electro Tocache 8 8 - 0,0Electro Ucayali 30 32 28 -6,7 -12,5Emsemsa 13 13 13 0,0 0,0Emseusa 9 10 - 11,1Luz del Sur 644 649 584 -9,3 -10,0Seal 197 183 177 -10,2 -3,3Sersa 6 4 4 -33,3 0,0Etecen 249 323 323 29,7 0,0Etesur 84 113 113 34,5 0,0
Total Perú 5 635 5 080 4 844 -14,0 -4,6
Empresa1998 1999 2000 00/9900/98
Cuadro IC-20: Número de Clientes por Trabajador (Año 2000)
Evolución del Número de Clientes por trabajador de las Empresas de Distribución Eléctrica (Años:1998-2000)
Si tuac ión
Comerc ia l :
Elec t r i c idad
71 > anuario estadístico 2000
Variación (%)AñosEmpresa Distribuidora
1998 1999 2000 00/9900/98
EdeCañete 1 169 1 152 1 177 0,7 2,1Edelnor (Zonal Chancay) 1 568 1 524 1 882 20,1 23,5Edelnor (Zonal Lima) 1 073 1 125 1 501 39,9 33,4Electro Centro 621 1 167 1 100 77,2 -5,7Electro Nor Oeste 655 948 1 173 79,1 23,8Electro Norte 402 812 873 117,2 7,5Electro Norte Medio 808 2 067 873 161,7 2,3Electro Oriente 534 736 1 290 141,6 75,4Electro Pangoa 185 202 210 13,6 4,1Electro Puno 1 149 1 167 1,6Electro Sur 712 829 925 30,0 11,7Electro Sur Este 829 849 926 11,7 9,1Electro Sur Medio 427 458 406 -5,0 -11,4Electro Tocache 208 471 - 126,8Electro Ucayali 808 855 1 083 34,0 26,7Emsemsa 337 379 389 15,4 2,8Emseusa 421 404 - -4,1Luz del Sur 1 000 1 012 1 144 14,4 13,1Seal978 1 108 1 169 19,6 5,5Sersa 555 858 888 60 3,5Coelvisa 10 8 10 -4,0 20,1Chavimochic (Distribución) 229 319 - 39,1Albaco 139 -100Perú* 799 1 015 1 151 44,1 13,4
2500
2000
1500
1000
500
0
Cli
en
tes/
Trab
aja
do
res
Seal
Ele
ctro
Pan
goa
Em
seus
a
Ele
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Ede
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Ede
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Cha
ncay
)
Coe
lvis
a
Alb
aco
1998
1999
2000
4.5.5 MW INSTALADOS POR TRABAJADOR EN LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN ELECTRICA
El indicador de los MW instalados por trabajador en las empresas de generación eléctrica para el año 2000 es de 3,3
MW/Trabajador.
Cuadro IC-21: MW Instalados por Trabajador
MW Instalados por Trabajador - Empresas Generadoras (Año 2000)
72 > anuario estadístico 2000
Año 2000Empresa
Potencia Instalada (MW)
Aguaytia Energy 157 28 5,6Atocongo 28 11 2,5Cahua 42 41 1,0Cementos Norte Pacasmayo 64 19 3,4Edegel 1 018 167 6,1Eepsa 159 41 3,9Egasa 324 122 2,7Egemsa 16 47 0,3Egenor 544 208 2,6Egesur 62 78 0,8Electro Andes 184 140 1,3Electroperú 1 043 255 4,1Enersur 393 137 2,9Etevensa 549 33 16,6Pariac 5 8 0,6Proyecto Especial Chavimochic 8 19 0,4San Gaban 126 78 1,6Sindicato Energetico 13 18 0,7Total 4 733 1 450 3,3
Trabajadores MW/Trabajador
18
16
14
12
10
8
6
4
2
MW
/Tra
baja
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havi
moc
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Ege
msa
Tot
al
76 > anuario estadístico 2000
Entorno Económico y FinancieroEl año 2000 cerró con un crecimiento de 3,6% a pesar de los problemas políticos y el deterioro del contexto internacional
que se presentaron durante el segundo semestre. Los sectores con la mayor expansión en el año fueron Pesca (8,1%),
Manufactura (6,5%) y Agropecuario (6,4%). Por su parte, el único sector que decreció fue Construcción (-4.5%), que
continúa la tendencia mostrada en el año anterior.
Por tipo de gasto, la inversión disminuyó respecto a 1999, en relación al porcentaje que representa del PBI (de 21,5% a
20,1%), lo cual fue consecuencia de la fuerte desaceleración de la inversión privada en el último trimestre del año, sobre
todo, de la importante contracción de la inversión pública experimentada en el segundo semestre del año.
Por su parte, la inflación registrada en el año 2000 fue 3,7%, cifra similar a la registrada en 1999, manteniendo una
relativa estabilidad en su evolución mensual. Los precios al por mayor registraron un alza de 3,8%, ligeramente superior
a la inflación. El tipo de cambio cerró en 3,52 S/./US$, lo que representa una devaluación anual de sólo 1%, debido a la
baja demanda y a una pobre recuperación de las importaciones.
A pesar del fuerte recorte de la inversión pública, el déficit económico del sector público no financiero del año 2000 llegó
a representar 3,2% del PBI, lo que se debió al menor dinamismo de la recaudación tributaria propio de un contexto
recesivo. Este nivel de déficit a niveles superiores al 3% anual ha puesto en peligro la sostenibilidad fiscal, de esta manera,
el financiamiento del déficit se constituye en la principal amenaza para la estabilidad macroeconómica futura.
Sin embargo, el estancamiento productivo ha ayudado a solucionar algunos problemas. En efecto, la desaceleración de
las importaciones a causa del menor dinamismo de la economía ha ayudado a reducir el déficit en cuenta corriente de la
balanza de pagos (que pasó de 3,7% del PBI en 1999 a 3,0% en el 2000), a lo cual también ha contribuido el sostenido
crecimiento de las exportaciones, en especial las textiles y las pesqueras tradicionales, y la reducción en las tasas de interés
internacionales.
En cuanto a los capitales procedentes del exterior, se apreció una significativa disminución de los destinados al sector
privado, los cuales disminuyeron de US$ 2 399 millones en 1999 a US$ 1 199, mientras que se produjo una salida de
capitales de corto plazo por US$ 368 millones. De esta manera, las reservas internacionales netas cayeron en US$ 190
millones.
En cuanto al mercado de valores el índice general de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL) reportó una disminución de
34,2%, mientras que el índice selectivo (ISBVL) se redujo en 27,3% durante el año 2000. Este comportamiento se debió
al elevado riesgo político nacional y al comportamiento negativo de los indicadores bursátiles Dow Jones y Nasdaq.
Asimismo, se apreció una reducción del volumen negociado en la BVL de 23%, consecuencia del contexto adverso.
A modo de conclusión, se puede decir que el año 2000 cerró con una alta tasa de crecimiento debido a la recuperación
mostrada en cuanto al fenómeno del Niño. Aunque el menor ritmo de actividad económica ayudó a reducir el déficit en
cuenta corriente de la balanza de pagos y a mantener la inflación bajo control, el problema fiscal se mantuvo como el
más importante de la economía peruana.
5.1
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
77 > anuario estadístico 2000
Panorama del Sector EléctricoEn el mes de octubre del año 2000 se puso en operación comercial la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, que
permite la conformación del Sistema Interconectado Nacional (SINAC). Para la determinación de los costos marginales del
SINAC, la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) presentó el modelo PERSEO, ante la imposibilidad de extender y usar los
modelos existentes. Debido a este evento, mediante Resolución N° 015-2000 P/CTE la Comisión de Tarifas de Energía fijó
el Peaje Unitario por Conexión aplicable al SINAC.
Por otro lado, mediante Ley N° 27332 publicada el 29/07/2000 “Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión
Privada en los Servicios Públicos” se estableció el ámbito de aplicación y las funciones que desempeñarán los Organismos
Reguladores. Asimismo, crea un Tribunal de Solución de Controversias apara atender conflictos entre entidades o usuarios
bajo el ámbito de OSINERG. Por otro lado, en su tercera disposición transitoria establece la integración de la CTE y el
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) como un solo Organismo Regulador, a más tardar el
31/12/2000.
El día 18 de setiembre del año 2000, el MEM publicó el Decreto Supremo N° 017-2000-EM en el que se norman, entre
otros temas, la comercialización de electricidad en un régimen de libertad de precios, la restricción de existencia de
clientes libres a sistemas eléctricos donde exista un COES y da mayor flexibilidad al MEM para definir el Límite de Potencia
para ser considerado como Cliente Libre. Asimismo, se asigna a la CTE las funciones de regulación de la transmisión
secundaria así como la determinación de las compensaciones, la regulación del costo de la acometida, equipo de medición
y protección así como los costos de mantenimiento y reposición y la de dirimencia técnica (capacidad) al OSINERG en casos
de discrepancia entre el cliente y el concesionario por el uso de la transmisión secundaria. Además se conforma el nuevo
COES, considerando la integración de los sistemas eléctricos SICN y SISUR en el SINAC.
En este sentido, el mes de setiembre la CTE estableció los montos máximos de conexión a la red de distribución eléctrica,
en virtud a lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 017-2000-EM. El mencionado decreto modifica el artículo 22° del
Reglamento de la Ley de Concesiones y establece que la CTE deberá fijar, revisar y modificar los montos que deberán pagar
los usuarios del servicio público de electricidad por el costo de acometida, equipo de medición y protección y su respectiva
caja y el monto mensual que cubre su mantenimiento y permite su reposición en un plazo de 30 años.
En cuanto a la situación estadística del año 2000, la generación de energía alcanzó los 18 238 GW.h, que comparada con
la generación de 1999 representa un incremento del 5,0%. Del total de la generación el 86,0% (15 692 GW.h)
corresponde a generación hidráulica y el 14,0% (2 546 GW.h) a generación térmica.
Las ventas de energía a los clientes finales del mercado eléctrico (libre y regulado) fueron de 15 525 GW.h. El incremento
del total de las ventas de energía respecto al año 1999 fue de 6,0%. El mercado regulado registró ventas por 8 404 GW.h,
las que con relación al año 1999 representa un incremento de 4,3%. El mercado libre registró ventas por 7 121 GW.h,
las que con relación al año 1999 representa un incremento de 8,0%.
La facturación por las ventas de energía a los clientes finales del mercado eléctrico (libre y regulado) fue de US$ 1 112
millones (S/. 3 881 millones). La variación de la facturación en US$ con respecto al año 1999 fue de 12,7%.
El número de clientes a diciembre de 2000 fue 3 358 633, lo que significó un incremento de 4,4% con respecto al año 1999.
5.2
78 > anuario estadístico 2000
Análisis FinancieroEl análisis financiero se realiza en función a las cuentas más relevantes del Balance General, Estado de Ganancias y
Pérdidas, Estado de Flujos de Efectivo, así como, en función a ratios financieros con respecto a 1999 según corresponda.
Para el análisis de los resultados consolidados por actividad y por sistema se asume que cada conjunto -Distribuidoras,
Generadoras, Transmisoras, SICN, SISUR o Sistemas Aislados- funciona como una empresa.
5.3.1 BALANCE GENERAL
Los estados financieros correspondientes al 31 de diciembre del año 2000 presentan una disminución en el nivel de los
activos de un 1,4% en comparación a los registrados en diciembre de 1999, alcanzando la cifra de S/. 25 375 millones,
debido principalmente a la transferencia de las acciones del Estado en poder de Electroperú al FONAFE (Fondo Nacional
de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado), de S/. 2 300 millones aproximadamente, y a la disminución del
activo corriente en 12,2%. Los activos están constituidos en su mayor parte por activos fijos (S/. 21 384 millones que
representa el 84% del total del activo) cuya inversión en activos esta orientada en su mayoría al mediano y largo plazo.
Con relación a las fuentes de financiamiento, se observa que las empresas todavía mantienen un bajo financiamiento
externo, el cual se ubica en S/. 9 251 millones, equivalente al 36% del total del pasivo y del patrimonio. El patrimonio de
las empresas del sector se ubicó en S/. 16 124 millones, reduciéndose en 14% con respecto al año 1999, siendo
equivalente al 64% del total del pasivo y patrimonio.
Activo Total Sector
Activo Corriente 11% S/. 2 800 millones
Activo no Corriente 89% S/. 22 575 millones
5.3
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(Cifras Ajustadas)
(En Miles de Nuevos Soles)
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
79 > anuario estadístico 2000
Aguaytía 50 999 517 140 118 681 243 234 206 224Cahua 25 338 219 198 36 230 126 786 81 520Chavimochic 321 85 930 0 0 86 251CNP Energía 18 921 129 470 22 474 93 602 32 316Edegel 121 152 4 128 258 412 689 964 767 2 871 955Eepsa 104 815 197 660 31 750 62 001 208 724Egasa 100 610 845 957 43 402 60 322 842 843Egecen 42 946 201 308 27 783 139 248 77 224Egemsa 116 055 424 091 23 127 3 867 513 153Egenor 242 949 1 289 168 115 586 181 778 1 234 753Egepsa 140 3 448 113 2 492 983Egesur 16 413 192 389 5 330 18 959 184 513Electroandes 11 842 16 715 10 675 0 17 882Electroperu 341 866 3 725 967 328 227 1 725 573 2 014 033Enersur 201 393 664 682 490 524 29 397 346 154Etevensa 38 101 609 985 49 670 210 764 387 651San Gabán 238 733 616 071 90 909 449 673 314 222Shougesa 42 585 53 876 19 720 14 596 62 145Sinersa 8 484 50 789 4 969 42 713 11 591
Generación 1 723 661 13 972 105 1 831 859 4 369 771 9 494 136Etecen 117 550 1 200 803 77 031 213 922 1 027 400Etesur 29 465 281 721 7 232 19 740 284 214Redesur 29 067 239 358 184 010 37 84 379Transmantaro 24 704 577 279 380 843 10 530 210 610
Transmisión 200 786 2 299 162 649 115 244 229 1 606 604Coelvisa 3 662 9 620 3 529 5 510 4 244Edecañete 6 228 29 455 1 817 3 241 30 625Edelnor 235 379 1 922 233 532 831 266 511 1 358 271Electro Oriente 46 837 377 591 11 807 132 008 280 614Electro Puno 12 894 225 932 9 187 6 425 223 214Electro Sur Este 32 023 300 450 21 276 4 285 306 912Electro Sur Medio 53 803 166 747 22 886 20 967 176 697Electro Tocache 268 322 435 388 -233Electro Ucayali 9 511 114 881 2 804 28 121 561Electrocentro 62 606 522 080 19 010 44 611 521 064Electronoroeste 33 464 299 506 51 682 32 888 248 399Electronorte 26 633 179 405 46 417 5 828 153 792Electro Norte Medio 63 485 593 159 58 383 26 546 571 715Electrosur 13 317 105 018 5 779 3 428 109 129Emsemsa 1 111 169 1 008 3 269Luz del Sur 227 474 1 282 319 323 884 428 524 757 385Seal 46 803 174 363 26 904 35 217 159 045Sersa 232 157 2 139 248
Distribución 875 731 6 303 408 1 139 642 1 016 545 5 022 953SICN 1 906 684 18 008 564 2 698 210 4 864 528 12 352 510SISUR 836 773 4 070 033 907 679 631 350 3 367 777Sistemas Aislados 56 721 496 077 14 726 134 667 403 405
Total 2 800 178 22 574 675 3 620 615 5 630 545 16 123 693
ActivoCorriente
ActivoNo Corriente
PasivoCorriente
PatrimonioNeto
PasivoNo Corriente
80 > anuario estadístico 2000
Pasivo y Patrimonio Total Sector
Pasivo Corriente 14% S/. 3 621 millones
Pasivo no Corriente 22% S/. 5 631 millones
Patrimonio Neto 64% S/. 16 124 millones
POR ACTIVIDAD
Las empresas generadoras concentran el mayor nivel de los activos totales de las empresas del sector eléctrico con S/. 15
696 millones, lo que significó una reducción de 8% con respecto a 1999. Los activos se concentran en inversión de activos
fijos, siendo Edegel y Electroperú las empresas con más participación en ese rubro (29% y 28% respectivamente respecto
al total de activo fijo dentro de las empresas generadoras, y respecto al total, alrededor del 17% para cada una). Por otro
lado, las empresas transmisoras tienen un nivel de activos de S/. 2 500 millones, que implica un incremento de 31%
respecto a diciembre de 1999, mientras que las empresas distribuidoras alcanzaron los S/. 7 179 millones de activos
totales, registrando un incremento de 6%.
Asimismo, se observa un aumento en el pasivo de las empresas generadoras de 26%, alcanzando el nivel de S/. 6 202
millones. Las empresas transmisoras registraron un elevado incremento de su nivel de pasivos, que alcanzó la cifra de S/.
893 millones, y finalmente las empresas distribuidoras registraron un incremento en el nivel de pasivos de 16%, que
equivale a S/. 2 156 millones a diciembre del año 2000.
ActivoActivo Corriente 1 724 201 876 2 800Activo no Corriente 13 972 2 299 6 303 22 575
Activo Fijo 13 122 2 212 6 050 21 384Otros Activos no Corrientes 850 87 253 1 191
Total Activo 15 696 2 500 7 179 25 375Pasivo y Patrimonio
Pasivo 6 202 893 2 156 9 251Pasivo Corriente 1 832 649 1 140 3 621Pasivo no Corriente 4 370 244 1 017 5 631
Patrimonio Neto 9 494 1 607 5 023 16 124Total Pasivo y Patrimonio 15 696 2 500 7 179 25 375
TransmisiónGeneración Distribución Total
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(Cifras Ajustadas)
(En Millones de Nuevos Soles)
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
81 > anuario estadístico 2000
Activo Fijo por Actividad
Transmisión 10% S/. 2 212 millones
Distribución 28% S/. 6 050 millones
Generación 62% S/. 13 122 millones
POR SISTEMA
El SICN concentra un 79% del total de activos, con S/. 19 915 millones a diciembre del año 2000. Por otro lado se observa
que las participaciones en el total de activos del SISUR y de los sistemas aislados son de 19% (S/. 4 907 millones) y 2%
(S/. 553 millones) respectivamente. En el caso del pasivo el SICN continuó concentrando su participación en un 82% (S/.
7 563 millones), mientras que el SISUR asciende a S/. 1 539 millones lo que sólo representa el 16% del total de pasivos,
y finalmente, los Sistemas Aislados tiene una participación del 2% en el total de activos, con la suma de S/. 149 millones.
ActivoActivo Corriente 1 907 837 57 2 800Activo no Corriente 18 009 4 070 496 22 575
Activo Fijo 17 097 3 794 492 21 384Otros Activos no Corrientes 911 276 4 1 191
Total Activo 19 915 4 907 553 25 375Pasivo y Patrimonio
Pasivo 7 563 1 539 149 9 251Pasivo Corriente 2 698 908 15 3 621Pasivo no Corriente 4 865 631 135 5 631
Patrimonio Neto 12 353 3 368 403 16 124Total Pasivo y Patrimonio 19 915 4 907 553 25 375
SistemaInterconectado
Sur
SistemaInterconectadoCentro Norte
SistemasAislados
Total
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(Cifras Ajustadas)
(En Millones de Nuevos Soles)
82 > anuario estadístico 2000
Activo Fijo por Sistema
Aislados 2% S/. 492 millones
SISUR 18% S/. 3 794 millones
SICN 80% S/. 17 097 millones
5.3.2 ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS
Con relación al Estado de Ganancias y Pérdidas, a nivel del sector los ingresos totales alcanzaron la suma de S/. 6 598
millones. Los gastos de las empresas ascendieron a S/. 4 971 millones. Esto originó una utilidad operativa de S/. 1 627
millones y neta de S/. 933 millones.
POR ACTIVIDAD
Respecto al estado de Ganancias y Pérdidas; durante el año 2000 se aprecia un aumento de los ingresos de las empresas
generadoras, que fueron de S/. 3 039 millones, mientras que los gastos fueron S/. 1 961 millones. De esta forma sus
utilidades operativas se ubican en S/. 1 078 millones, siendo los resultados netos S/. 605 millones.
De otro lado, en las empresas transmisoras se observa un crecimiento de los ingresos los cuales registraron la suma de S/.
288 millones, lo cual les permitió incrementar su nivel de utilidades operativas que alcanzaron la cifra de S/. 106 millones.
Las empresas distribuidoras también registraron incremento en los ingresos y gastos con relación al cierre de 1999
(ingresos año 2000 S/. 3 271 millones, gastos año 2000 S/. 2 828 millones). De esta manera la empresas distribuidoras
registraron utilidades operativas por S/. 443 millones y utilidades netas por S/. 252 millones.
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
83 > anuario estadístico 2000
Ingresos 3 039 288 3 271 6 598Gastos 1 961 182 2 828 4 971
Combustibles y Lubricantes 235 0 72 307Compra de energía 609 0 1 830 2 439Cargas de personal 143 24 191 359Servicios de terceros 292 36 287 615Provisiones del ejercicio 485 100 322 908Otros Gastos 197 22 125 343
Utilidad (Pérdida) de Operación 1 078 106 443 1 627Ingresos (Gastos) no Operativos (473) (30) (191) (694)Utilidad (Pérdida) Neta 605 76 252 933
Generación Interna de Recursos 1 563 206 766 2 535
TransmisiónGeneración Distribución Total
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR ACTIVIDAD
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(Cifras Ajustadas)
(En Millones de Nuevos Soles)
POR SISTEMA
Del análisis del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistemas se observa que el SICN reportó ingresos por S/. 5 345
millones, mientras que el SISUR registró S/. 1 123 millones y los sistemas aislados registraron ingresos por S/. 130 millones.
Los costos del SICN ascienden a S/. 3 892 millones, el SISUR registró gastos por S/. 945 millones y los Sistemas Aislados
alcanzaron los S/. 135 millones.
Respecto a las utilidades operativas, el SICN registra las mayores utilidades alcanzando la cifra de S/. 1 454 millones,
mientras que el SISUR obtuvo S/. 178 millones y los Sistemas Aislados obtuvieron pérdidas por el monto de S/. 4 millones.
Finalmente, las mayores utilidades netas corresponden al SICN (S/. 898 millones), mientras que el SISUR y los Sistemas
Aislados S/. 116 millones y un saldo negativo de S/. 81 millones, respectivamente.
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Mil
lon
es
de N
uevo
s So
les
Generación Transmisión Distribución
Ingresos
Gastos
Utilidad (Pérdida) de Operación
Utilidad (Pérdida) Neta
Generación Interna de Recursos
84 > anuario estadístico 2000
Ingresos 5 345 1 123 130 6 598Gastos 3 892 945 135 4 971
Combustibles y Lubricantes 70 182 55 307Compra de energía 2 110 327 1 2 439Cargas de personal 267 76 16 359Servicios de terceros 497 99 18 615Provisiones del ejercicio 717 165 25 908Otros Gastos 230 94 19 343
Utilidad (Pérdida) de Operación 1 454 178 (4) 1 627Ingresos (Gastos) no Operativos (556) (62) (76) (694)Utilidad (Pérdida) Neta 898 116 (81) 933
Generación Interna de Recursos 2 170 344 21 2 535
SISURSICN Aislados Total
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR SISTEMA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(Cifras Ajustadas)
(En Millones de Nuevos Soles)
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
-1 000
Mil
lon
es
de N
uevo
s So
les
SICN SISUR Aislados
Ingresos
Gastos
Utilidad (Pérdida) de Operación
Utilidad (Pérdida) Neta
Generación Interna de Recursos
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
85 > anuario estadístico 2000
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(Cifras Ajustadas)
(En Miles de Nuevos Soles)
Aguaytía 92 009 58 554 33 455 33 673 (38 387)Cahua 49 248 31 155 18 094 27 078 1 205Chavimochic 2 742 6 558 (3 817) 493 (3 668)CNP Energía 30 193 20 122 10 070 14 366 5 892Edegel 493 538 176 791 316 747 406 068 211 066Eepsa 118 371 120 148 (1 777) 8 194 623Egasa 180 178 104 996 75 182 113 603 47 976Egecen 86 230 67 148 19 083 19 085 13 550Egemsa 39 294 64 144 (24 850) (17 680) (25 851)Egenor 224 842 142 047 82 795 148 765 (4 245)Egepsa 372 416 (44) 131 37Egesur 40 959 37 371 3 588 13 360 1 454Electroandes 94 187 77 266 16 920 16 920 10 045Electroperu 922 725 561 325 361 400 516 420 279 984Enersur 372 547 306 135 66 412 112 728 53 488Etevensa 121 180 81 799 39 381 72 489 16 365San Gabán 92 087 40 225 51 862 54 872 30 876Shougesa 69 103 59 339 9 764 16 297 4 297Sinersa 9 245 5 424 3 821 6 056 (65)
Generación 3 039 049 1 960 963 1 078 086 1 562 919 604 641Etecen 231 046 132 585 98 461 180 606 68 068Etesur 30 187 28 016 2 171 18 606 7 313Redesur 1 775 3 710 (1 935) (562) 842Transmantaro 24 833 17 932 6 901 7 337 (303)
Transmisión 287 840 182 242 105 597 205 987 75 920Coelvisa 4 324 4 808 (484) (252) 94Edecañete 17 893 17 554 339 2 836 1 136Edelnor 995 180 822 306 172 874 277 379 82 691Electro Oriente 89 842 95 238 (5 395) 15 138 (80 960)Electro Puno 40 339 41 880 (1 541) 5 715 (1 129)Electro Sur Este 80 500 79 661 839 14 851 465Electro Sur Medio 102 509 101 130 1 379 12 293 2 056Electro Tocache 1 152 1 230 (78) 50 (97)Electro Ucayali 38 279 37 395 885 5 483 306Electrocentro 140 037 127 437 12 601 31 777 25 464Electronoroeste 113 498 111 771 1 727 15 716 2 075Electronorte 89 815 87 093 2 722 12 392 393Electro Norte Medio 239 958 222 005 17 953 44 499 20 779Electrosur 51 397 48 063 3 334 9 751 2 956Emsemsa 1 775 1 689 86 111 (69)Luz del Sur 1 069 831 836 721 233 110 299 735 198 760Seal 193 438 190 394 3 044 18 288 (2 651)Sersa 1 552 1 464 88 107 59
Distribución 3 271 320 2 827 839 443 482 765 869 252 327SICN 5 345 464 3 891 937 1 453 526 2 170 385 897 708SISUR 1 122 700 944 594 178 106 343 533 115 739Sistemas Aislados 130 046 134 513 (4 467) 20 858 (80 558)
TOTAL 6 598 209 4 971 044 1 627 165 2 534 775 932 889
Ingresos GastosUtilidad
(Pérdidas) deOperación
Utilidad(Pérdida)
Neta
GeneraciónInterna deRecargo
86 > anuario estadístico 2000
-100
0
100
200
300
400
500
600
Agu
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a
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Cha
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a
1 000
0
500
1 500
2 000
2 500
Mil
lon
es
de N
uevo
s So
les
Generaci n Transmisi n Distribuci n SICN SISUR Sist. Aislados
Generación Interna de RecursosEmpresas de Generación y Transmisión Eléctrica
Generación Interna de RecursosEmpresas de Distribución
Generación Interna de RecursosSistemas y Actividad
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
87 > anuario estadístico 2000
5.3.3 ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO
Al 31 de diciembre del 2000 el saldo de efectivo de las empresas eléctricas en cifras históricas ascendía a los S/. 859 millones,
lo que representó una disminución respecto a lo obtenido en diciembre de 1999. Al analizar el saldo final se observa que la
variación del efectivo correspondiente a la operación en las actividades de las empresas mostró un saldo positivo ascendente
a los S/. 1 503 millones. Estos resultados se deben a las mayores provisiones de las empresas generadoras.
Durante el 2000 las empresas efectuaron gastos de inversión por S/. 1 380 millones. El 90% de estos gastos estuvieron
dirigidos a la adquisición de activos fijos (S/. 1 249 millones), aunque se aprecia una salida de efectivo destinada a
inversión en valores por S/. 53 millones, provenientes principalmente de Egemsa.
El incremento en las salidas de efectivo junto con la menor utilidad operativa de las empresas eléctricas, dio como
resultado una menor disponibilidad de efectivo en comparación con la de 1999.
POR ACTIVIDAD
De acuerdo al consolidado del flujo de efectivo por actividades, tal como se ha venido observando, todas consiguen una
variación positiva del efectivo, el cual asciende a S/. 123 millones para las distribuidoras, S/. 650 millones para las
generadoras y S/. 86 millones para las transmisoras. En estos resultados destaca el notable deterioro del saldo de efectivo
de las empresas transmisoras debido principalmente a gastos en inversión de activo fijo.
La variación por las actividades de operación fue positiva, lo cual es resultado de utilidades netas positivas y de ajustes al
resultado neto en los tres tipos de actividades.
Con relación a la variación del efectivo correspondiente a las actividades de inversión, también se aprecia salidas de
efectivo en las tres actividades. Sin embargo, la inversión realizada por las empresas generadoras disminuyó
Años
A Ingresos 246 255 233 139 148 345 385 471 500 755 803 919 1 794 1 553 1 666 1 872B Gastos 224 308 269 217 373 472 417 425 407 732 626 600 1 461 1 257 1 306 1 410C Provisiones del Ejer. 74 120 90 110 181 195 173 139 151 316 238 212 243 228 216 257D Utilidad Operativa 22 (53) (36) (77) (225) (127) (32) 46 93 23 177 319 334 296 360 462E Generación Interna
de Recursos (C+D) 96 67 54 33 (43) 69 141 185 245 339 415 531 576 524 577 719F Utilidad Neta (30) (72) (59) (134) (426) (302) (38) 80 52 143 84 293 337 156 220 265
Descripción1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
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RESULTADO ECONÓMICO DE LAS EMPRESAS DE ELECTRICIDAD / PERIODO 1985-2000
(En Millones US$)
Generación Interna de Recursos
88 > anuario estadístico 2000
considerablemente con relación a 1999, mientras que las empresas transmisoras más que duplicaron sus gastos en
inversión. Esto ocurrió debido al ingreso de nuevas empresas dedicadas a la transmisión como Redesur y Transmantaro.
Por su parte, como resultado de las actividades de financiamiento, las empresas distribuidoras han experimentado una
salida de efectivo de S/. 152 millones. Sin embargo, la mayor salida de efectivo por financiamiento la experimentan las
generadoras con S/. 355 millones.
Las empresas transmisoras también registran una salida de efectivo en las actividades de financiamiento, como resultado
de un pago por emisión de acciones y de dividendos realizado por Etecen, la empresa transmisora más importante.
Así, en las tres actividades se aprecia una disminución del efectivo, con lo cual queda un saldo para el próximo periodo
considerablemente inferior al que se tuvo al inicio del presente año.
Variación - Act. de Operación 781 204 518 1 503Variación - Act. de Inversión (623) (395) (363) (1 380)Variación - Act. Financiamiento (355) (86) (152) (594)Variación del efectivo (197) (277) 3 (471)Saldo efect. al inicio del ejercicio 847 363 120 1 330Saldo efect. al fin. del ejercicio 650 86 123 859
TransmisiónGeneración Distribución Total
RESUMEN DEL ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR ACTIVIDAD
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(En Millones de Nuevos Soles)
POR SISTEMA
Al dividir el flujo de efectivo por Sistemas, se observa que el Sistema Centro Norte concentra la mayor parte del saldo de
efectivo, a pesar de experimentar una disminución con respecto a 1999, mientras que los Sistemas Aislados representan
la menor proporción del saldo de efectivo aún habiéndose incrementado respecto al mismo año.
Respecto a la variación del efectivo derivado de las actividades de operación, S/. 1 534 millones corresponden al SICN, S/.
–43 millones del SISUR y S/. 12 millones a los Sistemas Aislados. Estos resultados son producto de diferentes cuentas. Así
tenemos que en el SICN las utilidades netas y los ajustes al resultado neto de las empresas son explican el ingreso de
efectivo por las actividades de operación.
Del efectivo neto destinado a las inversiones, el SICN concentra la mayor parte (69%), unos S/. 951 millones, aunque en
una proporción menor a la esperada, ya que el SISUR alcanza un 30% del total con S/. 419 millones. Por su parte, los
Sistemas Aislados habrían invertido sólo unos S/. 10 millones.
En el caso del efectivo vía financiamiento, el SICN muestra una salida neta de efectivo de S/. 956 millones, a pesar de
haber conseguido efectivo vía las modalidades de emisión de valores y un importante monto por préstamos bancarios.
Ello se explicaría principalmente por la transferencia realizada por Edegel a filiales. Por su parte, en el SISUR se aprecia un
ingreso neto de efectivo de S/. 361 millones, vía financiamiento. Los sistemas aislados también alcanzan un ingreso de
efectivo en esta actividad, realizado principalmente vía la emisión de acciones.
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
89 > anuario estadístico 2000
Variación - Act. de Operación 1 534 (43) 12 1 503Variación - Act. de Inversión (951) (419) (10) (1 380)Variación - Act. Financiamiento (956) 361 2 (594)Variación del efectivo (373) (102) 4 (471)Saldo efect. al inicio del ejercicio 943 376 11 1 330Saldo efect. al fin. del ejercicio 571 274 14 859
SISURSICN Aislados Total
RESUMEN DEL ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR SISTEMA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2000
(En Millones de Nuevos Soles)
5.3.4 RATIOS FINANCIEROS
En función a los estados financieros de las empresas al 31 de diciembre de 2000, se han preparado varios ratios agrupados
según criterios de liquidez, solvencia, rentabilidad y eficiencia. Cabe indicar que los ratios para los totales consolidados
(por sistemas y actividad) fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada
grupo, bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa.
Los indicadores de liquidez buscan demostrar la capacidad de las empresas para hacer frente a sus compromisos en el
corto plazo, en tanto que los ratios de gestión de cuentas por cobrar permiten medir la efectividad de las empresas para
convertir en efectivo dichas acreencias a cobrar. Mediante los ratios de solvencia evaluamos el respaldo patrimonial de las
empresas así como su capacidad para generar recursos que les permitan seguir operando. Los ratios de rentabilidad nos
permitirán comparar los resultados operativos, resultados netos, ingresos propios del servicio y el patrimonio con los
niveles de activos fijos netos.
Empresas Generadoras
Las empresas de generación eléctrica se encontraban con una capacidad de pago de obligaciones de corto plazo menor
en 30% con respecto al año 1999. La liquidez corriente pasó de 1,34 a 0,94 en dicho periodo de comparación.
El periodo promedio de cobro registró una mejora de alrededor de 14 días, ya que la efectividad de cobranza pasó de
56 días en 1999 a 41 días en el año 2000. Las empresas que presentan una mejor gestión de cuentas por cobrar fueron,
Etevensa y Sinersa con 22 días y Enersur con 29 días. Sin embargo, las que tienen mayores dificultades en la cobranza
fueron Shougesa, San Gabán y Egepsa.
Por otro lado, el indicador de solvencia, endeudamiento patrimonial muestra un deterioro, ya que aumentó de 0,41 a
0,65 veces. Este aumento fue producto de un mayor incremento de los pasivos que del patrimonio. Las empresas más
endeudadas durante el año 2000 fueron Sinersa y CNP Energía, mientras que destaca el elevado apalancamiento de las
empresas grandes como Electroperú y Enersur.
A diciembre del año 2000 se registró una mejora en la rentabilidad, todos los indicadores muestran resultados positivos
e incrementos con respecto al año 1999. Las utilidades operativas pasaron a representar el 32,1% del total de los ingresos
a representar el 35,5%, destacando las empresas Edegel y San Gabán por tener elevados ratios de rentabilidad operativa.
90 > anuario estadístico 2000
De la misma forma, la capacidad de generar recursos de estas empresas con relación al activo fijo y el patrimonio mejoró
considerablemente comparándolo con el de 1999. A diciembre del año 2000, la utilidad operativa más las provisiones del
ejercicio representaban el 10% de los activos fijos.
En relación con los indicadores de valor de mercado, se aprecia que los valores en libros por acción de Egenor y Cahua
son los menores registrados, mientras que Egesur y San Gabán tienen los mayores valores con 1,43 y 1,58, lo cual indica
que en dichas empresas el patrimonio es 1,5 veces superior al capital social. En cuanto al ratio de Valor de Mercado sobre
Valor en Libros, se ha considerado el precio contable por acción para aquellas empresas que no cotizan sus acciones en
la bolsa de valores. Así, de las empresas que cotizan, Egenor registra el menor indicador con un 0,56 veces. Mientras que
el precio/utilidad, indicador que mide el patrimonio sobre la utilidad neta, muestra resultados negativos en 5 empresas,
Egemsa, Chavimochic, Egenor, Aguaytía y Sinersa.
Empresas Transmisoras:
En el año 2000, el ingreso de las empresas transmisoras Transmantaro y Redesur ha ocasionado una serie de alteraciones
a los indicadores de liquidez, gestión de la deuda y rentabilidad. Sin embargo, Etecen ha logrado mantener cierto balance
por ser la transmisora más importante.
Así, analizando la liquidez corriente de las empresas transmisoras se ve una fuerte disminución comparando con 1999,
ya que pasa de 5,93 a 0,31 veces, lo que implica que dichas empresas se encuentran con menor capacidad de pago de
sus deudas de corto plazo que en el año anterior. Etesur fue la que presentó los mejores resultados, ya que sus activos
corrientes logran respaldar 4 veces sus pasivos corrientes, por lo que los resultados se deberían a la menor liquidez de
Etecen y de las nuevas empresas. De igual forma la prueba ácida y la liquidez inmediata cayeron por debajo de 1, con lo
que se reafirma el problema de liquidez que presentan las empresas transmisoras en general.
Al 31 de diciembre del 2000, la gestión de cobranza empeoró en diez días, pasando de 45 días a 55 días. Redesur fue
la empresa que presentó mayores dificultades en la cobranza, mientras Etecen sólo utilizó 35 días. Tanto Etesur como
Transmantaro presentan deficiencias para hacer efectivas las cobranzas, ya que tardan 132 días y 163 días
respectivamente.
Los indicadores de solvencia mostraron cierto deterioro sobretodo por el incremento del apalancamiento y la reducción
en la cobertura de intereses. Se registró un mayor nivel de endeudamiento patrimonial, el cual se incrementó al doble del
año pasado alcanzando los pasivos el 56% del patrimonio. Este deterioro en el apalancamiento se explica tanto por el
incremento de los pasivos como por la menor liquidez. Por otra parte, las transmisoras han reducido su cobertura de
intereses en 55,9% respecto al año 1999, cubriendo a diciembre unas 11 veces sus gastos financieros mediante los
recursos. De la misma forma, no tienen la capacidad de cubrir el total de su inversión en activos fijos.
La rentabilidad sobre los activos y sobre el patrimonio de las transmisoras, medidas como la utilidad de operación más las
provisiones del ejercicio sobre el activo fijo y sobre el patrimonio, mostraron resultados positivos, logrando generar
recursos que cubrían 4,7% del patrimonio y el 9,3% de los activos fijos. Asimismo, la rentabilidad operacional alcanzó un
47,7% de los ingresos, con una reducción de 33,2% en comparación con diciembre de 1999.
Por último, con respecto a los indicadores de mercado de las transmisoras tenemos un precio por acción / utilidad neta
por acción muy volátil con el menor indicador por parte de Transmantaro, y el mejor indicador por Redesur. Asimismo,
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
Públ i co de Elec t r i c idad
91 > anuario estadístico 2000
observamos que en promedio el patrimonio neto está compuesto sobre todo por el capital social, resaltando que en
Transmantaro es exactamente igual, mientras que Etesur muestra un patrimonio menor al capital social, producto sobre
todo de las grandes pérdidas acumuladas. Por otro lado, el valor de mercado de las empresas transmisoras se encuentra
ligeramente por encima del valor en libros.
Empresas Distribuidoras:
Durante el año 2000, la razón corriente de las distribuidoras ha registrado una caída del 18,9% si se le compara con el
año anterior, pasando de 0,95 a 0,77; con lo cual en promedio las empresas de este rubro no se encontrarían con la
capacidad suficiente para respaldar sus pasivos de corto plazo con el uso de sus activos corrientes. Esto se debió
principalmente a un aumento del pasivo corriente del orden del 25%, a pesar de un ligero incremento del activo. Electro
Ucayali, Edecañete Electrocentro, Electro Oriente y Sersa fueron las empresas que experimentaron mayores niveles de
liquidez para el periodo de análisis, con ratio superior al 100% en el caso de Sersa. De la misma forma, la prueba ácida
experimentó un deterioro de 20,5%, siendo igual a 0,6. La empresa eléctrica Sersa continúa siendo la de mejor posición
con unos activos disponibles superiores en más del 100% a sus pasivos de corto plazo. Asimismo, la liquidez inmediata
sólo les permitiría cubrir el 9% de sus obligaciones de corto plazo, aunque hay empresas como Electrocentro , Electro
Oriente y Sersa que podrían cubrir todos sus pasivos con el efectivo de su caja.
El periodo de cobro promedio fue de 60 días, lo cual significa que hubo una mejor capacidad de cobranza durante el año
2000, en relación al año anterior, de 8 días. Es importante señalar que en los tres últimos años la efectividad de cobranza
se ha mantenido por encima de los 60 días, pero se muestra una tendencia decreciente en el tiempo. La empresa más
efectiva en el cobro de sus cuentas fue Sersa, tardándose tan sólo 18 días. Mientras que la empresa con la peor gestión
de cobranza dentro de las distribuidoras fue Emsemsa con 240,7 días lo que la hace un caso atípico.
Por otro lado los indicadores de solvencia muestran un mayor apalancamiento de las empresas mientras que la cobertura
de los gastos financieros como la del activo fijo se incrementó. El endeudamiento patrimonial se elevó en 13 % respecto
al 1999, pasando de 0,38 a 0,43. Lo que determinó este incremento fue el aumento del pasivo total en 20%, que dominó
al incremento del patrimonio neto de 5,6%. Entre las empresas distribuidoras más apalancadas tenemos a Emsemsa y
Coelvisa con ratios de 3,75 y 2,13 respectivamente. Al mismo tiempo la empresa con menor endeudamiento patrimonial
tenemos a Electro Ucayali, con un nivel de 2%.
Los indicadores de rentabilidad muestran resultados positivos en promedio y mejoras para las distribuidoras, a excepción
de los casos de Electro Oriente, Emsemsa, Electro Tocache y Electro Puno quienes muestran ratios negativos de
rentabilidad. La rentabilidad operacional del ingreso experimentó una mejora de 17,5% respecto a diciembre de 1999,
llegando la utilidad operativa a representar 13,6% de los ingresos del año 2000. Luz del Sur fue la empresa que obtuvo
los mejores ratios.
Por último, en lo que se refiere a los indicadores de valor de mercado, observamos que a diciembre de este año el precio
por acción de Electronorte, Electro Ucayali y Electro Puno inidica un nivel de patrimonio más de 100 veces superior a las
utilidades del periodo. Así también, Seal, Electro Puno, Electro Oriente y Emsemsa obtuvieron ratios negativos como
resultado de sus pérdidas netas. Apreciamos que en promedio el patrimonio neto está completamente integrado por
capital social, aunque en algunos casos como Electrocentro, Electro norte medio, Electronorte, Electronoroeste, Seal y
Emsemsa, es menor, lo que se debe sobre todo a resultados acumulados negativos de estas empresas.
92 > anuario estadístico 2000
A. Liquidez1. Razón Corriente = Activo Corriente / Pasivo Corriente2. Prueba Ácida = (Activo Corriente – Existencias – Gastos Pagados por Anticipado) / Pasivo Corriente3. Liquidez Inmediata = Caja y Bancos / Pasivo CorrienteB. Solvencia4. Endeudamiento Patrimonial = Total Pasivo / Patrimonio Neto5. Cobertura del Interés = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / -(Gastos Financieros)6. Cobertura del Activo Fijo = Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) / Patrimonio NetoC. Rentabilidad7. Bruta (%) = (Utilidad de Operación + Gastos de Comercialización + Gastos de Administración)
Total Ingresos8. Operacional (%) = Utilidad de Operación / Total Ingresos9. Neta (%) = Utilidad Neta / Total Ingresos10. Del Patrimonio (%) = Utilidad Neta / Patrimonio Neto11. GIR sobre Ventas (%) = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / (Total Ingresos – Otros Ingresos)12. GIR sobre Patrimonio (%) = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / Patrimonio Neto13. GIR sobre Activo Fijo (%) = (Utilidad de Operación + Provisiones del Ejercicio) / Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto)D. Gestión14. Rotación = Total Ingresos - Otros Ingresos) / (Cuentas por Cobrar Comerciales (Neto) + Cuentas
por Cobrar Empresas del Sector)15. Efectividad de Cobranza (días) = 360 / Rotación16. Eficiencia = (Total Ingresos - Otros Ingresos) / Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto)17. Combustibles y Suministros (%) = (Combustibles y Lubricantes + Suministros Diversos) / Total Ingresos18. Compra de Energía (%) = Compra de Energía / Total Ingresos19. Gastos en Personal (%) = (Cargas de Personal + Servicios Prestados por Terceros) / Total Ingresos
RATIOS FINANCIEROS
Si tuac ión Económica y Financiera
de la s Empre sa s de Ser vic io
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93 > anuario estadístico 2000
Aguaytía 0,43 1,75 16,33 6,53 38,23 26,33Cahua 0,70 2,00 33,22 12,45 61 12,31Chavimochic 0,00 0,57 0,57 42 65,06CNP Energía 0,84 3,59 44,46 16,31 54 25,28Edegel 0,29 0,48 14,14 10,72 41 8,60Eepsa 3,30 0,45 3,93 4,16 46 7,49Egasa 2,32 0,12 13,48 13,48 44 8,73Egecen 1,55 2,16 24,71 17,46 63 60,44Egemsa 5,02 0,05 (3,45) (6,54) 48 19,45Egenor 2,10 0,24 12,05 11,60 49 17,98Egepsa 1,24 2,65 13,29 6,70 101 31,40Egesur 3,08 0,13 7,24 6,97 39 18,44Electroandes 1,11 0,60 94,62 101,27 1 67,79Electroperu 1,04 1,02 25,64 14,23 34 6,82Enersur 0,41 1,50 32,57 17,30 27 16,32Etevensa 0,77 0,67 18,70 11,98 22 6,93San Gabán 2,63 1,72 17,46 10,42 121 18,87Shougesa 2,16 0,55 26,22 30,25 181 8,79Sinersa 1,71 4,11 52,24 12,68 22 19,69
Generación 0,94 0,65 16,46 11,91 41 14,34Etecen 1,53 0,28 17,58 15,90 34,72 15,02Etesur 4,07 0,09 6,55 6,70 132 29,46Redesur 0,16 2,18 (0,67) (0,24) 201 124,76Transmantaro 0,06 1,86 3,48 1,31 163 57,85
Transmisión 0,31 0,56 12,82 9,31 55 20,90Coelvisa 1,04 2,13 (5,93) (2,88) 101,69 37,71Edecañete 3,43 0,17 9,26 9,68 88 16,99Edelnor 0,44 0,59 20,42 15,02 66 11,00Electro Oriente 3,97 0,51 5,39 4,02 53 28,94Electro Puno 1,40 0,07 2,56 2,55 39 17,61Electro Sur Este 1,51 0,08 4,84 5,01 45 22,88Electro Sur Medio 2,35 0,25 6,96 7,46 81 14,94Electro Tocache 0,62 (3,53) (21,49) 15,54 45 30,77Electro Ucayali 3,39 0,02 4,51 4,83 63 20,18Electrocentro 3,29 0,12 6,10 6,10 57 20,04Electronoroeste 0,65 0,34 6,33 5,35 76 20,92Electronorte 0,57 0,34 8,06 7,17 73 23,53Electro Norte Medio 1,09 0,15 7,78 7,98 54 16,98Electrosur 2,30 0,08 8,94 9,60 55 16,45Emsemsa 1,10 3,75 41,38 94,56 241 21,81Luz del Sur 0,70 0,99 39,57 25,64 55 13,53Seal 1,74 0,39 11,50 10,50 53 11,04Sersa 125,28 0,57 42,95 220,37 18 13,11
Distribución 0,77 0,43 15,25 12,66 60 14,61SICN 0,71 0,61 17,57 12,69 52 14,30SISUR 0,92 0,46 10,20 9,05 45 15,64Sistemas Aislados 3,85 0,37 5,17 4,24 56 26,18
TOTAL 0,77 0,57 15,72 11,85 51 14,76
RazónCorriente
EndeudamientoPatrimonial
GIR sobrePatrimonio
(%)
Gastos enPersonal
(%)
Efectividadde Cobranza
GIR sobreActivo Fijo
(%)
RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS
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Generación Transmisión Distribución SICN SISUR Sistemas Aislados
Efectividad de CobranzaEmpresas de Generación y Transmisión Eléctrica
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Gastos en PersonalEmpresas de Generaci n y Transmisi n El ctrica
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ANEXO A : Pliegos Tarifarios 2000 - ElectricidadAbreviaturas Empleadas en los Pliegos Tarifarios01 de Enero04 de Febrero01 de Mayo04 de Agosto14 de Octubre01 de Noviembre04 de NoviembreANEXO B : Información Comercial 2000 - ElectricidadNúmero de Clientes A Diciembre de 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Venta de Energía a Clientes FinalesTotal Año 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Facturación de Energía a Clientes Finales (En Miles de Soles)Total Año 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Facturación de Energía a Clientes Finales (En Miles de US$)Total Año 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Precio Medio de Venta de Energía Eléctrica al Cliente Final (En ctm. S/./kW.h) Promedio Anual - 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Precio Medio de Venta de Energía Eléctrica al Cliente Final (En ctv. US$/kW.h)Promedio Anual - 2000Por Empresa (enero-diciembre)Por Tipo de Mercado, Nivel de Tensión y Empresa (enero - diciembre) Balance Nacional de Generación por Sistemas Interconectados y EmpresasProducción Bruta de Energía por Sistema Interconectado, Empresa y CentralProducción Bruta de Energía por Sistema Interconectado, Tipo de Generación y EmpresaCompra de Energía a Empresas Generadoras y DistribuidorasCosto de la Compra de Energía a Empresas Generadoras y DistribuidorasBalance de Energía de las Empresas de DistribuciónVenta de Energía a Empresas DistribuidorasCosto de la Venta de Energía a Empresas DistribuidorasVolumen Útil de los Embalses (Mm3) Pérdidas en el Sistema Principal de TransmisiónANEXO C: Información Económica y Financiera 2000 - ElectricidadBalance General de las Empresas de Servicio Público de Electricidad (Cifras Ajustadas)Por EmpresaPor ActividadPor SistemaResultado Económico de las Empresas de Servicio Público de Electricidad (Cifras Ajustadas)Gastos por DestinoPor EmpresaPor ActividadPor SistemaGastos por NaturalezaPor EmpresaPor ActividadPor SistemaEstado de Flujo Efectivo de las Empresas de Servicio Público de ElectricidadPor EmpresaPor ActividadPor SistemaBalance General de las Empresas de Servicio Público de Electricidad Por Empresa (Cifras Históricas)Resultado Económico de las Empresas de Servicio Público de Electricidad Por Empresa (Cifras Históricas)Gastos por DestinoGastos por NaturalezaRatios Financieros
ANEXOS
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