AGOSTO2004

Año 8 / N°3

EDITA: OSINERG - GART

El Perú esperó con mucha expectativa la puesta en servicio del Megaproyecto Camisea, el cual pudo finalmente concretarse el día 05 de agosto del presente año, cuando el presidente de la república dio la orden de abrir la válvula para la producción de gas natural en el lote 88, después de superar un sin número de dificultades de diversa índole.

El desarrollo del Proyecto Camisea constituye un hito histórico en el desarrollo energético del Perú ya que se constituye como una fuente de energía confiable y a bajo costo, que ya beneficia a los clientes iniciales del proyecto mejorando la competitividad de la industria peruana. Además, los beneficios medio ambientales debido a su uso en reemplazo de otros combustibles que actualmente se usan redundaran en la mejora de la calidad del aire y por ende en la calidad de vida.

Camisea también se constituye en factor importante para reducir el actual déficit en la balanza comercial de hidrocarburos en el Perú sustituyendo importaciones, principalmente de diesel y GLP, convirtiendo al Perú en un exportador de GLP gracias a los excedentes de este producto.

Corresponde al estado, a las autoridades e instituciones involucradas en el tema, generar las condiciones más adecuadas para propiciar la masificación de este recurso natural, el cual es de utilidad en el hogar, el comercio, la industria y el transporte, y su utilización nos generará ahorros significativos debido a su bajo costo y a su alto rendimiento en la combustión. Solo con la masificación del uso del gas natural en Lima y Callao se incrementará la demanda, y a medida que la demanda aumente se podrá transportar más gas por el gasoducto impactando de esta forma

1de manera positiva en la GRP .

2Por su parte el OSINERG como ente regulador encargado de regular y fijar las tarifas de transporte de gas natural por ductos y distribución de gas natural por red de ductos, a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), ha cumplido con la fijación de las tarifas para el servicio de transporte y distribución en el marco de la normatividad vigente. Debemos mencionar que la conversión al gas natural involucra una inversión inicial para hacer la reconversión de los equipos y los costos

3que significan la Acometida y las instalaciones interiores.

Editorial

Editorial 1

Tarifas del Gas Natural en Lima y Callao 2

Resoluciones Tarifarias 13

Evolución de las Tarifas de Electricidad 16

Información Estadística del Sector Eléctrico 18

Situación Económica y Financiera de lasEmpresas de Electricidad al 31/03/2004 27

Noticias 32

- Tarifas en Barra 16- Tarifas Aplicables a los Clientes Finales 17- Tarifas Residenciales e Inflación 17

- Mercado Eléctrico 18- Producción de Electricidad 21- Evolución de la Cobertura de laMáxima Demanda 24

- Evolución de la Comparación de Precios25

- Pérdidas de Energía en los Sistemas de Distribución Eléctrica 26

- Balance General 27- Estado de Ganancias y Pérdidas 29- Ratios Financieros 31

-

-

-

No Regulados (Libres) con los Precios Teóricos

1Garantía de Red Principal: mecanismo que tiene por objeto garantizar los ingresos anuales que retribuyan adecuadamente el costo del servicio a los inversionistas de los Contratos de Concesión de Transporte y Distribución, el cual es incorporado en la tarifa eléctrica.

2 Organismo Supervisor de la Inversión en Energía: www.osinerg.gob.pe3

Costo que debe pagar el consumidor por una sola vez, comprende la tubería de conexión entre la red del distribuidor y la caja de medición, el medidor, los equipos de regulación y accesorios así como la caja de protección, los topes máximos son aprobados por el OSINERG.

2 E l I n f o r m a t i v o

Tarifas del Gas Natural en Lima y Callao

A manera de ilustración señalamos aquí los eventos y aspectos más importantes relacionados con el proyecto Camisea, considerado por muchos como el proyecto energético más importante de la historia energética del Perú.

Dicha consideración es basada en la dimensión del yacimiento y la importancia de sus reservas, que podría cambiar nuestra condición actual de país importador de energía; asimismo debido a la eficiencia económica directa del Gas Natural que podría elevar nuestra competitividad industrial y sobre todo debido a su correcta relación con el ambiente que permitirá evitar los altos costos sociales no cuantificados que la contaminación provoca actualmente.

Expertos internacionales concuerdan en afirmar que el creciente consumo mundial de gas natural no cesará, gracias a sus ventajas y a la preocupación siempre mayor por preservar la biosfera. En este contexto la utilización del Gas Natural de Camisea aparece como uno de los protagonistas más interesantes de nuestro futuro energético.

Cabe mencionar que Camisea fue descubierto en el año 1986 por la empresa Shell. Después de una larga historia por todos conocida, que no detallaremos en este artículo, en el año 1998, Shell-Mobil perdió sus derechos y el gobierno abrió de nuevo las ofertas para su licitación.

En el año 1999, se promulgó la Ley 27133, Ley de Promoción del Gas Natural y se aprobó su Reglamento con D.S. 040-99-EM, a fin de establecer el marco regulatorio que permita el desarrollo de la industria del gas natural en nuestro país. Adicionalmente se promulgaron los Reglamentos de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y el Reglamento de Distribución de Gas Natural por red de Ductos, aprobados en septiembre del año 1999 con D.S. 041-99-EM y042-99-EM, respectivamente.

En febrero del año 2000, el gobierno otorgó la actividad de “Upstream” al Consorcio conformado por Pluspetrol (Operador), Hunt Oil de USA, SK Group de Korea, y Tecpetrol (Propiedad de Techint). El Consorcio tiene los derechos para la extracción de Gas Natural e Hidrocarburos líquidos en el área de Contrato (Lote 88) por 40 años.

Las actividades del downstream se otorgaron a través de tres contratos:

! El transporte de gas natural de Camisea hasta la entrada de Lima (City Gate).

! El transporte de los líquidos del gas natural de Camisea hacia la Costa y;

! La distribución de gas natural en Lima y Callao, dentro de la que se distingue la Red de Distribución (de alta presión) y las Otras Redes de distribución conformadas por redes de baja presión que transportarían el gas natural hacia los consumidores finales.

En Octubre del año 2000, el gobierno otorgó la actividad de “Downstream” a Transportadora del Gas del Perú (TGP), Consorcio conformado por Techint, Pluspetrol, Hunt Oil de USA, Graña y Montero de Perú, Sonatrac de Argelia y SK Group, correspondiente a los tres contratos señalados en el párrafo anterior, que consisten en la Concesión por 33 años para la Construcción y Operación de dichos ductos.

En Mayo del 2002, la empresa Tractebel de Bélgica, ingresa como empresa distribuidora a hacerse cargo de la Concesión de Distribución en Lima y Callao, cediendo TGP a Tractebel el respectivo Contrato, que corresponde al tercero referido en el párrafo subprecedente.

El Proyecto Camisea

3E l I n f o r m a t i v o

La Red Principal

Los yacimientos San Martín y Cashiriari, conjuntamente conocidos como Bloque 88, Camisea, albergan una de las más importantes reservas de gas natural no asociado en el cono sur de América Latina. El volumen de gas “in situ” probado es de 8,7 Tera Pies Cúbicos (TPC) con un estimado de recuperación final de 6,8 TPC de gas natural (factor de recuperación: 78 %) y 567 millones de barriles de líquidos de gas natural asociados (propano, butano y condensados). La magnitud del proyecto es puesta de manifiesto al comparar las reservas de Camisea con los 300 millones de reservas de petróleo crudo que actualmente posee el Perú.

Cabe precisar que la Red Principal esta definida como la red de ductos destinada al transporte de gas natural y a la distribución de gas natural en alta presión, incluidas las conexiones, de acuerdo a la definición establecida en el Reglamento de la Ley de Promoción.

Dicha Red Principal está conformada por dos segmentos diferenciados: La Red de Transporte que comprende el tramo que se inicia en la localidad de Malvinas en el Cuzco y termina en el “City Gate” en Lurín; el segundo segmento es la Red de Distribución (de alta presión ) que se inicia en el City Gate, recorre la ciudad de Lima y termina en la “Estación Terminal” de Ventanilla

4 5en el Callao. El primer segmento es operado por TGP y el segundo es operado por GNLC .

La Red Principal, que nace en la localidad de Malvinas, en las cercanías del yacimiento Camisea en el departamento del Cuzco, recorre los departamentos de Cuzco, Ayacucho, Huancavelica, Ica y Lima hasta llegar a la “Estación Terminal” de Ventanilla en el Callao, como se aprecia en la siguiente ilustración.

4 TGP, Transportadora de Gas del Perú5 GNLC, Gas Natural de Lima y Callao, es la razón social de la Unidad de Negocio de Tractebel a

cargo de la Concesión de Distribución de gas Natural por Red de Ductos en Lima y Callao.

Fuente: www.camisea.com.pe

4 E l I n f o r m a t i v o

El Marco Normativo esta constituido por lo siguiente:

Ley Nº 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos; publicada el 20/08/1993

Norma las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional, el Ministerio de Energía y Minas es el encargado de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la política del Sector, el OSINERG es el organismo encargado de fiscalizar los aspectos legales y técnicos de las actividades de hidrocarburos en el territorio nacional.

Ley Nº 27133: Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural; Publicada el 04/06/1999

Establece las condiciones específicas para la promoción del desarrollo de la industria del gas natural, fomentando la competencia y propiciando la diversificación de las fuentes energéticas que incrementen la confiabilidad en el suministro de energía y la competitividad del aparato productivo del país.

Decreto Supremo Nº 040-99-EM, Reglamento de la Ley Nº 27133 "Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”; Publicado el 15/09/1999

Decreto Supremo Nº 041-99-EM, Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos; Publicado el 15/09/1999

Norma lo referente a la actividad del Transporte de Hidrocarburos por ductos, incluyendo los procedimientos para otorgar Concesiones, para fijar las Tarifas, normas de seguridad, normas sobre protección del Ambiente, disposiciones sobre la autoridad competente de regulación, así como normas vinculadas a la fiscalización.

Decreto Supremo Nº 042-99-EM, Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos; Publicado el 15/09/1999

Norman lo referente a la actividad del servicio público de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, incluyendo los procedimientos para otorgar Concesiones, para fijar las Tarifas, normas de seguridad, normas sobre protección del Ambiente, disposiciones sobre la autoridad competente de regulación, así como normas vinculadas a la fiscalización.

Resolución OSINERG Nº 082-2003-OS/CD; Publicado el 04/06/2003

Fija las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Ductos correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 11º del Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural.

Resolución OSINERG Nº 084-2003-OS/CD; Publicado el 04/06/2003

Fija las Tarifas de Transporte de Gas Natural por Ductos correspondiente a la Red Principal del Proyecto Camisea, en aplicación de lo dispuesto en el artículo 11º del Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural.

Resolución OSINERG Nº 097-2004-OS/CD; Publicado el 26/05/2004

Aprueba las Tarifas de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) para los consumidores ubicados dentro de la Concesión de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao, además fija las diferentes categorías de consumidores.

Resolución OSINERG Nº 258-2004-OS/CD; Publicado el 16/09/2004

Aprueba la Norma denominada “Procedimiento para la determinación de los Costos Extras de Distribución”, que incluye los tributos municipales pagado por la empresa al desarrollar la red.

6Los Contratos BOOT de Explotación, Transporte y Distribución de gas natural de Camisea

EL MARCO NORMATIVO

6 Disponible en la pagina web del Ministerio de Energía y Minas: www.minem.gob.pe

5E l I n f o r m a t i v o

El Precio del Gas Natural al usuario final, tiene las siguientes componentes principales:

1. El Precio del gas natural en boca de pozo, cuyos precios máximos se han definido en el Contrato de Licencia de explotación.

7 82. La tarifa por el servicio de Transporte y Distribución de Alta Presión , que comprende el

transporte desde Camisea hasta el City Gate y la distribución en alta presión en Lima.93. La tarifa por el servicio de Distribución (Otras Redes) , constituidas por las

construcciones adicionales que se requieran para brindar el servicio a los Usuarios Industriales, comerciales y residenciales. En este rubro se encuentran las Obras del plan de crecimiento comprometido, que obliga al Concesionario de Distribución a una

construcción que permita la atención a 70 000 clientes en el sexto año de operación.

4. Adicionalmente podrán ser parte de la tarifa final el costo de la acometida cuando ésta sea financiada; los tributos que no se encuentren incorporados en la tarifa de distribución tales como el IGV, los Costos Extra de Distribución (CED) que está conformado por los costos adicionales que el distribuidor tiene que considerar como son pagos a la municipalidad por derecho de paso, inspección, etc.

En la siguiente ilustración se muestra de manera didáctica la formación del precio final del gas de Camisea y las respectivas tarifas aprobadas por el OSINERG.

PRECIO DEL GAS NATURAL AL USUARIO FINAL

Tarifas de Camisea en Lima

Libre Regulado

PrecioFinal

= GAS + T + D AP + DBP

RED PRINCIPAL

6US$/10 BTU 3US$/10 PC

6US$/10 BTU

Total

GG EE 1,0 0,81 0,13Otros 1,8 1,16 0,18

A 4,6 7,7

B 2,2 5,3

C 0,7 3,7

D 0,4 3,5

7 Aprobada por Resolución OSINERG Nº 084-2003-OS/CD8 Aprobada por Resolución OSINERG Nº 082-2003-OS/CD9 Aprobada por Resolución OSINERG Nº 097-2004-OS/CD

6 E l I n f o r m a t i v o

El Precio del gas en boca de pozo está establecido en el Contrato de licencia para la explotación 10

de Hidrocarburos en el Lote 88 y en los contratos de servicio entre el productor y los clientes iniciales. Los precios máximos definidos son los que se muestran en el siguiente cuadro.

Precio de gas en Boca de Pozo

Precio del Gas Natural (Contrato BOOT)

Precio Máximo (Generador Eléctrico) 1,00 US$/MMBTU

Precio Máximo (Otros) 1,80 US$/MMBTU

Tarifas de transporte por Red Principal

La Red Principal está conformada por el gasoducto desde Camisea al City Gate y la Red de Distribución en alta presión en la ciudad de Lima, las tarifas a ser aplicadas por estos conceptos han sido aprobadas por el OSINERG mediante la Resolución OSINERG Nº 084-2003-OS/CD y Resolución OSINERG Nº 082-2003-OS/CD, respectivamente. Dichas tarifas se muestran en el cuadro siguiente, tanto para los generadores eléctricos como para los otros usuarios.

1Tarifa de Transporte y Distribución en Alta Presión

2Red de Transporte

Tarifa Base (Generador Eléctrico) 0,8134 US$/Mil PC

Tarifa Regulada (Otros) 1,1608 US$/Mil PC

3Red de Distribución AP

Tarifa Base (Generador Eléctrico) 0,1339 US$/Mil PC

Tarifa Regulada (Otros) 0,1797 US$/Mil PC1 Las Tarifas incluyen el Factor de Descuento FD = 0,9166

2 Resolución OSINERG Nº 084-2003-OS/CD3 Resolución OSINERG Nº 082-2003-OS/CD

10 www.minem.gob.pe

En la siguiente ilustración se muestra que sólo la parte concerniente al transporte de gas natural por ductos es regulada, siendo el precio del gas libre.

Transporte y Distribución

Explotaciónde Reservas

Probadas de Gas

Red Principal(Transp. + Dist. AP)

DistribuciónOtras Redes

NormatividadLOH

Ley 27133 yReglamento

LOHLey 27133 yReglamento

LOHLey 27133 yReglamentos

Precios Tarifa Precio Máximo Tarifa BaseTarifa Regulada Tarifa Regulada

Regulador OSINERG OSINERG

Período deRegulación 2-4 años 4 años

Formaciónde Precios

Preciodel Gas

Tarifa de RedPrincipal

Tarifa deOtras Redes= + +

Regulación del GN en el PerúCaso Especial - Camisea

7E l I n f o r m a t i v o

Los precios del gas natural en Lima como resultante de los precios del gas natural en boca de pozo y las tarifas aplicadas por el servicio de Transporte de Red Principal y Distribución en Baja Presión se muestran a continuación. A manera de ejemplo se ha realizado el cálculo tarifario para las cuatro categorías:

a) En la Categoría A, a la cual pertenece un usuario residencial, se ha asumido un consumo 3

mensual de 28 m de gas natural el cual es equivalente en energía aproximadamente a 2 balones de GLP de 10 kg cada uno.

3b) Para la Categoría B, se ha estimado un consumo mensual de gas natural de 450 m que equivale aproximadamente a 32 balones de GLP de 10 kg cada uno y representaría el consumo de un pequeño comercio.

3c) Para la categoría C, consideramos un consumo mensual de 125 000 m de gas natural,

el cual representa el consumo promedio de un industrial menor equivalente a 32 323 11galones de diesel 2 aproximadamente. Para simplificar el cálculo del VHD , se

3considera que el consumo de 125 000 m se mantiene constante por un período de seis (06) meses.

3d) Para el caso de la Categoría D, se estima un consumo mensual de 600 000 m de gas natural, que representa el consumo de un industrial mayor y aproximadamente sería equivalente al consumo de 142 030 galones de Residual 6, en este caso también se ha asumido que el consumo mensual se mantiene constante por un período de seis (06) meses, esto con la finalidad de simplificar el cálculo de VHD.

Precios del Gas Natural en Lima

11 3 VHD, Valor Histórico Diario de Venta expresado en metros cúbicos por día (m /d)

Tarifas de Distribución en Baja Presión (Otras Redes)

Las tarifas de distribución en baja presión correspondientes a Otras Redes, fueron aprobadas mediante Resolución OSINERG Nº 097-2004-OS/CD, para los consumidores ubicados dentro de la concesión de distribución de gas natural de Lima y Callao, de acuerdo con el contrato BOOT, el término “Otras Redes” se aplica a las instalaciones no comprendidas en la Red Principal del Proyecto Camisea (lote 88), por lo tanto, no es de aplicación a los consumidores iniciales. En la misma resolución se fija las categorías de consumidores, la cual está en función de los niveles de consumo mensual, dicha clasificación no aplica a los consumidores iniciales del proyecto. En el siguiente cuadro se muestran las tarifas que deben aplicarse a cada categoría de consumidor.

1Tarifa de Distribución en Baja Presión (Otras Redes)

Descripción Abrev. UnidadesCategoría de Consumidor

A B C D

3Rango de Consumo m /mes Hasta 300 301 - 17 500 17 501 - 300 000 Más de 300 000

3Consumo Mínimo Mensual m /mes 0 301 17 501 300 000

3Margen de Distribución MD US$/103 m 119,700 52,670 18,980 11,500

US$/cliente-mes 0,850 10,670Margen Comercial MC

3US$/(m /día)-mes 0,144 0,0871 Resolución OSINERG Nº 097-2004-OS/CD

8 E l I n f o r m a t i v o

Competitividad del Gas Natural en Lima

Para mostrar que tan competitivo es el Gas Natural frente a los energéticos sustitutos en cada una de las categorías, hacemos una comparación de los precios totales del gas natural con los precios de los energéticos sustitutos vigentes al 31 de julio del 2004, considerando que los sustitutos del gas natural en las Categorías A y B es el GLP, en la Categoría C es el diesel 2 y en la Categoría D es el residual 6. Los resultados de esta comparación se muestran en el siguiente cuadro y a continuación lo representamos gráficamente para una mayor comprensión, donde se pueden apreciar los niveles de ahorro del gas natural frente a los sustitutos.

1 El passthrough comprende el Gas Natural más la Red Principal2 Tarifas calculadas en función del consumo mensual estimado para cada Categoría en el punto 3.4

Los precios son vigentes al 31 de julio del 2004 e incluyen el IGV

1 2Categorías Passthrough Tarifa Otras Redes Total Sustituto Ahorro

A 3,74 5,06 8,79 22,92 62%

B 3,74 2,57 6,31 20,41 69%

C 3,74 0,80 4,54 17,93 75%

D 3,74 0,48 4,22 6,77 38%

COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL FRENTE A OTROS SUSTITUTOS6US$/10 BTU

Donde:FG: Facturación por el gas naturalFRP: Facturación por la red principal (Transporte + Distribución en alta presión)FDOR: Facturación por la distribución correspondiente a Otras RedesTOTAL: Facturación total Incluyendo el IGV (19%)

A B C D3Consumo m /mes 28 450 125 000 600 000

FG S/./mes 5,98 96,06 26 682,25 128 074,79

FRP S/./mes 4,45 71,54 19 870,86 95 380,14

FDOR S/./mes 14,11 115,42 9 959,51 28 948,91

SUB TOTAL S/./mes 24,54 283,01 56 512,63 252 403,85

TOTAL S/./mes 29,20 336,78 67 250,02 300 360,58

Abrev. UnidadesCategoría de Consumidor

A B C D3Consumo m /mes 28 450 125 000 600 000

FG US$/MMBTU 1,80 1,80 1,80 1,80

FRP US$/MMBTU 1,34 1,34 1,34 1,34

FDOR US$/MMBTU 4,25 2,16 0,67 0,41

SUB TOTAL US$/MMBTU 7,39 5,30 3,81 3,55

TOTAL US$/MMBTU 8,79 6,31 4,54 4,22

Abrev. UnidadesCategoría de Consumidor

RESUMEN DEL CUADRO TARIFARIO POR CATEGORÍAS

En el cuadro siguiente se muestran los resultados de los cálculos tarifarios para cada consumo considerado en cada una de las categorías.

9E l I n f o r m a t i v o

Impacto en el Sector Industrial Menor y Mayor

El uso del gas natural en el sector industrial menor (Categoría C), representa un ahorro del 75% frente al uso del diesel 2 que es considerado el energético sustituto en dicho sector, en el sector industrial mayor (Categoría D), el uso del gas natural representa un ahorro del 38% frente al uso del residual 6 que hemos considerado como el sustituto en dicho sector, ambos combustibles dependen cada vez más del precio internacional del crudo, en los dos gráficos siguientes se muestra el valor del gas natural frente a los otros sustitutos.

EL IMPACTO DE CAMISEA EN LOS SECTORES DE CONSUMO

Impacto en el Sector Residencial y ComercialEl uso del gas natural en el sector residencial (Categoría A), representa un ahorro del 62% frente al uso del GLP, en el sector comercial (Categoría B), el uso del gas natural representa un ahorro del 69% frente al uso del GLP, en ambos sectores se considera que el sustituto es el GLP cuyo costo es cada vez mayor y vinculado al precio internacional del crudo, en los dos gráficos siguientes, se muestra el valor del gas natural frente a los otros sustitutos.

3Gas Natural: consumo de 28 m /mes, equivalente a 2 balones de GLP (10 kg), Electricidad: BT5, consumo

aproximado de 158 Kwh/mes, precios incluyen impuestos

50

40

30

20

10

0

Gas

Nat

ura

l

Ker

ose

ne

GLP

Elec

tric

idad

USUARIO RESIDENCIAL

US$

/10

BTU

6

8,8

19,722,9

38,4

Precio del GLP estimado, precios incluyen impuestos, Gas 3natural: consumo 450 m /mes, Electricidad: BT4, consumo

aproximado de 1149 kwh/mes

40

30

20

10

0

Gas

Nat

ura

l

Ker

ose

ne

Die

sel N

º2

GLP

Elec

tric

idad

USUARIO COMERCIAL

US$

/10

BTU

6

6,3

17,818,8

20,4

33,2

25

20

15

10

5

0A B C D

COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL

Categorías

1Passthrough 2Tarifa Otras Redes Ahorro

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%A B C D

COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL

Categorías

1Passthrough 2Tarifa Otras Redes Ahorro

10 E l I n f o r m a t i v o

Evolución de la competitividad del gas natural en el Sector Residencial Para tener mejores elementos de juicio para una adecuada toma de decisiones en el sector residencial, hemos realizado un análisis más detallado de las ventajas del gas natural frente a su sustituto, el GLP. Para esto se ha hecho un análisis de sensibilidad considerando un rango de consumo desde 0,5 balones de GLP hasta 10 balones de GLP por mes, el consumo en gas natural es su equivalente energético, dado que para convertirse al gas natural se necesita una inversión inicial para los costos de la acometida y las redes interiores, el cual es aproximadamente de 300 dólares americanos, y suponemos que dicha inversión será financiada, para lo cual consideramos tasas de descuento variables del 10%, 12% y 15%. Se han realizado los cálculos de manera tal que un consumo mensual de gas natural involucra un ahorro frente al GLP, y este ahorro produce una recuperación de la inversión en un tiempo determinado.

Impacto en el Sector TransporteEl uso del gas natural en el sector transporte se realiza a grandes presiones (200 bar), y es conocido como Gas Natural Vehicular (GNV), éste trae consigo múltiples beneficios: desde el ahorro debido al menor costo del gas natural frente a los demás combustibles y a menores costos de mantenimiento, hasta menores emisiones de contaminantes debido a las bondades ambientales del gas natural, que es considerado un combustible limpio.

USUARIO TRANSPORTE

US$

/10

BTU

6

30

20

10

0

GN

V

Die

sel N

º2

GLP

Gas

olin

as

8,1

18,820,3

25,7

En el gráfico siguiente se muestra la comparación de los costos del gas natural vehicular (GNV) frente a los demás combustibles sustitutos del sector, el ahorro puede representar hasta un 70 % frente a las gasolinas; el precio al usuario final de 8,1 US$/MMBTU mostrado en el gráfico, considera la tarifa de la categoría D de 4,2 US$/MMBTU aplicable también a la gran industria y un margen de 3,9 US$/MMBTU estimado para pagar la inversión del Gasocentro, incluido el IGV.

30

20

10

0

Gas

Nat

ura

l

P. I

ndust

rial

6

Die

sel N

º2

GLP

Elec

tric

idad

USUARIO MEDIANA INDUSTRIAU

S$/1

0 BTU

6

4,5

6,8

17,918,7

16,8

3Gas Natural: consumo de 125 000 m /mes, precio del GLP estimado, precios incluyen impuestos

30

20

10

0

Car

bón

Gas

Nat

ura

l

P. I

ndust

rial

6

Die

sel N

º2

GLP

Elec

tric

idad

USUARIO GRAN INDUSTRIA

US$

/10

BTU

6

2,84,2

6,8

17,918,7

16,4

3Gas natural: consumo 600 000 m /mes, Electricidad: precio estimado para

cliente libre (barra Lima), Precio del GLP estimado, precios incluyen impuestos, carbón importado con poder calorífico superior de 7 000 kcal/kg

11E l I n f o r m a t i v o

Estimamos que en una vivienda representativa del sector residencial, lo más probable es que su 3consumo sea de 2 balones de GLP, lo cual equivale aproximadamente a 28 m de gas natural.

Hemos realizado el cálculo del período de recuperación de la inversión en que se incurre, el cual se muestra en el cuadro y gráfico siguientes, donde se puede observar que el período de recuperación para el caso considerado con tasa de descuento de 12% es de 26 meses mientras que si se considera sin tasa de descuento el mismo sería de 23 meses.

FIJO US$/mes

GN 300 8,32

GLP 21,56

Pay - back meses

Con tasa de descuento (anual) 12% 26

Sin tasa de descuento 23

Nº de Balones: 2

GLP GN GLP GN GLP GN AhorroBalones/mes 6 310 BTU/mes m /mes US$/MBTU US$/MBTU US$/mes US$/mes US$/MBTU US$/mes

0,5 0,235 6,66 22,92 12,07 5,39 2,84 10,84 2,551,0 0,470 13,32 22,92 9,92 10,78 4,67 13,00 6,111,5 0,706 19,98 22,92 9,20 16,17 6,49 13,71 9,682,0 0,941 26,64 22,92 8,85 21,56 8,32 14,07 13,242,5 1,176 33,30 22,92 8,63 26,95 10,15 14,29 16,803,0 1,411 39,96 22,92 8,49 32,34 11,98 14,43 20,363,5 1,646 46,62 22,92 8,39 37,73 13,81 14,53 23,934,0 1,882 53,28 22,92 8,31 43,12 15,63 14,61 27,494,5 2,117 9,94 22,92 8,25 48,51 17,46 14,67 31,055,0 2,352 66,60 22,92 8,20 53,90 19,29 14,72 34,615,5 2,587 73,26 22,92 8,16 59,29 21,12 14,75 38,176,0 2,823 79,92 22,92 8,13 64,68 22,94 14,79 41,746,5 3,058 86,58 22,92 8,10 70,07 24,77 14,81 45,307,0 3,293 93,25 22,92 8,08 75,46 26,60 14,84 48,867,5 3,528 99,91 22,92 8,06 80,85 28,43 14,86 52,428,0 3,763 106,57 22,92 8,04 86,24 30,26 14,88 55,998,5 3,999 113,23 22,92 8,02 91,63 32,08 14,89 59,559,0 4,234 119,89 22,92 8,01 97,02 33,91 14,91 63,119,5 4,469 126,55 22,92 8,00 102,41 35,74 14,92 66,67

10,0 4,704 133,21 22,92 7,99 107,80 37,57 14,93 70,24

En el cuadro siguiente se muestran los consumos de GLP en balones p o r m e s , l o s c o n s u m o s equivalentes de gas natural en

3m /mes, sus respectivas tarifas en US $/MMBTU y en US $/mes, y en base a esto se tienen los ahorros mensuales del gas natural frente al GLP. Estos resu l tados son m o s t r a d o s p a r a m a y o r comprensión en el gráfico adjunto.

14

13

12

11

10

9

8

7

60 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

PRECIO DEL GAS NATURAL vs CONSUMO MENSUAL

Pre

cio U

S$

/10

B

TU

6Nº Balones

12 E l I n f o r m a t i v o

Por otro lado se ha realizado el análisis de sensibilidad para el período de recuperación, considerando diferentes tasas de descuento las cuales son de 12%,15% y 18 %, los resultados se muestran en el gráfico:

De igual forma se ha calculad el valor actual neto (VAN) para un período de 5 años para los tres casos considerados, los resultados son los que se muestran en el gráfico siguiente:

Período de Recuperación60

50

40

30

20

10

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

18%12% 15% Nº de Balones

Mese

s

Valor Actual Neto en 5 años3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

18%12% 15% Nº de Balones

US$

600

500

400

300

200

100

00 5 10 15 20 25 30

US$

Meses

Comparación de GN vs GLP Residencial (sin tasa de descuento)

22,7GN GLP

13E l I n f o r m a t i v o

ResoluciónFecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

001-2004-OS/CD 07/01/2004 13/01/2004

002-2004-OS/CD 07/01/2004 12/01/2004

003-2004-OS/CD 07/01/2004 12/01/2004

004-2004-OS/CD 07/01/2004 17/01/2004

008-2004-OS/CD 20/01/2004 23/01/2004

009-2004-OS/CD 20/01/2004 30/01/2004

012-2004-OS/CD 20/01/2004 27/01/2004

036-2004-OS/CD 09/02/2004 27/02/2004

037-2004-OS/CD 09/02/2004 27/02/2004

038-2004-OS/CD 09/02/2004 27/02/2004

039-2004-OS/CD 26/02/2004 01/03/2004

040-2004-OS/CD 26/02/2004 02/03/2004

041-2004-OS/CD 26/02/2004 02/03/2004

048-2004-OS/CD 16/03/2004 17/03/2004

049-2004-OS/CD 16/03/2004 18/03/2004

050-2004-OS/CD 16/03/2004 18/03/2004

051-2004-OS/CD 16/03/2004 18/03/2004

052-2004-OS/CD 16/03/2004 18/03/2004

053-2004-OS/CD 16/03/2004 18/03/2004

056-2004-OS/CD 05/04/2004 06/04/2004

069-2004-OS/CD 13/04/2004 15/04/2004

070-2004-OS/CD 13/04/2004 15/04/2004

071-2004-OS/CD 13/04/2004 15/04/2004

072-2004-OS/CD 13/04/2004 15/04/2004

073-2004-OS/CD 13/04/2004 17/04/2004

Aprueba la Norma "Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica"

Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por el COES-SINAC contra la ResoluciónN° 162-2003-OS/CD

Declara infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por EDEGEL contra la ResoluciónN° 162-2003-OS/CD

Aprueba publicación del documento "Proceso de Regulación de Tarifas en Barra" correspondiente al período Noviembre 2003 - Abril 2004

Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo Febrero 2004 - Abril 2004

Deja sin efecto las Resoluciones del Consejo Directivo N° 079 y 161-2003-OS/CD que suspendieron la aplicación de las Resoluciones OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y 1444-2002-OS/CD en lo referente a las compensaciones a pagar por la Empresa Minera Yauliyacu

Suspende efectos de las Resoluciones OSINERG N° 057, 096 y 099-2003-OS/CD y su Fe de Erratas, y fijan provisionalmente el Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión de ETESELVA

Declara infundada Reconsideración de Reconsideración interpuesto por ETESELVA contra la ResoluciónN° 195-2003-OS/CD por la cual se fijó la compensación mensual que deberá percibir ETESELVA por su sistema de transmisión secundaria en el período del 23 de diciembre de 1999 al 17 de agosto de 2001

Declara infundada Recurso de Reconsideración interpuesto por TERMOSELVA contra la ResoluciónN° 195-2003-OS/CD por la cual se fijó la compensación mensual que deberá percibir ETESELVA por su sistema de transmisión secundaria en el período del 23 de diciembre de 1999 al 17 de agosto de 2001

Declara infundada Recurso de Reconsideración interpuesto por ELECTROANDES contra la ResoluciónN° 195-2003-OS/CD por la cual se fijó la compensación mensual que deberá percibir ETESELVA por su sistema de transmisión secundaria en el período del 23 de diciembre de 1999 al 17 de agosto de 2001

Publica Proyecto de Resolución que Fija Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión aplicables al periodo Mayo 2004 - Abril 2005

Dispone Publicación del Proyecto de Norma "Procedimiento de Cálculo de Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el caso de la Red Principal de Camisea"

Dispone Publicación del Proyecto de Norma "Procedimiento de Cálculo de Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea"

Dispone la Publicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas en Barra, períodomayo 2004 - octubre 2004

Declara infundado recurso de reconsideración presentado por el COES contra la Resolución OSINERGN° 012-2004-OS/CD

Declara infundado recurso de reconsideración presentado por ELECTROPERU contra la Resolución OSINERG N° 012-2004-OS/CD

Declara infundado recurso de reconsideración presentado por EGENOR contra la Resolución OSINERGN° 012-2004-OS/CD

Declara infundado recurso de reconsideración presentado por el EDEGEL contra la Resolución OSINERGN° 012-2004-OS/CD

Declara infundado recurso de reconsideración presentado por TERMOSELVA contra la Resolución OSINERG N° 012-2004-OS/CD

Dispone la Prepublicación de la Resolución que aprueba los Importes Máximos de Corte y Reconexión, período 06 de mayo del 2004 - 31 de agosto del 2007

Fija las Tarifas en Barra (Tarifas de Generación y Transmisión Principal) y sus respectivas fórmulas de actualización aplicables al periodo Mayo 2004 - Octubre 2004

Aprueba tarifas y compensaciones de sistemas secundarios de transmisión así como sus respectivas fórmulas de actualización y asignación de las responsabilidades de pago para EDECAÑETE, SEAL, EGENOR y CEMENTO ANDINO

Aprueba tarifas y compensaciones así como sus respectivas fórmulas de actualización de la empresa REDESUR, ISA, RED DE ENERGÍA DEL PERÚ, ENERSUR, EDELNOR, LUZ DEL SUR, ELECTROANDES, ELECTRO SUR MEDIO, ELECTRONORTE, ELECTRONOROESTE, HIDRANDINA, ELECTROCENTRO, ETESELVA y EDEGEL

Consigna las tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios de transmisión a que se refiere el artículo 43°, inciso b) de la Ley de Concesiones Eléctricas

Deja sin efecto la Resolución OSINERG N° 012-2004-OS/CD y restituyen y declaran subsistentes en todos sus efectos las Resoluciones OSINERG N° 057-2003-OS/CD, 096-2003-OS/CD y 099-2003-OS/CD y su fe de erratas, a partir del 22 de octubre de 2003

Resoluciones de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG - Año 2004

ResolucionesTarifarias

14 E l I n f o r m a t i v o

ResoluciónFecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

Dispone la prepublicación del Proyecto de Resolución que aprueba las Tarifas de Distribución de Gas Natural en Baja Presión para Lima y Callao (otras redes)

Aprueba la Norma “Procedimiento de Cálculo de la garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea

Aprueba la Norma "Procedimiento de Cálculo de Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el caso de la Red Principal de Camisea

Aprueba la Norma “Formularios, Plazos y Medios para el Suministro de la Información sobre Clientes Libres Requerida por el OSINERG”

Aprueba Factores de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP) a nivel empresa, periodo01 mayo 2004 - 30 de abril 2005

Aprueba los Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) aplicables para el cálculo del cargo de energía de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B y BT6, periodo 01 de mayo 2004 - 30 de abril 2005

Fija Factores de Ponderación de los Valores Agregados de Distribución de las empresas de distribución eléctrica, periodo 01 de mayo 2004 - 30 de abril 2005

Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo Mayo 2004 - Julio 2004

Fija los Importes Máximos de Corte y Reconexión aplicables a usuarios finales del servicio público de electricidad, periodo 06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Aprueba las Tarifas de Distribución en Baja Presión (Otras Redes) para los consumidores dentro de la Concesión de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao

Declara infundado recurso de reconsideración interpuesto por la empresa ETESELVA contra la Resolución OSINERG N° 073-2004-OS/CD

Declara improcedente la solicitud de nulidad efectuado interpuesto por el COES-SINAC contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD y fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara improcedente la solicitud de nulidad efectuado interpuesto por EDEGEL contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD y fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por ETEVENSA contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por ELECTRO ORIENTE contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara infundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por ETESELVA contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por TRANSMANTARO contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por REDESUR contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara improcedente el Recurso de Reconsideración interpuesto por RED DE ENERGÍA DEL PERÚ contra la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por CEMENTO ANDINO contra las Resoluciones OSINERG N° 070-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por SEAL contra las Resoluciones OSINERG N° 070-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por EDECAÑETE contra las Resoluciones OSINERG N° 070-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por EGENOR contra las Resoluciones OSINERG N° 071-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara infundado e improcedente el Recurso de Reconsideración interpuesto por ETESELVA contra las Resoluciones OSINERG N° 071-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara improcedente el Recurso de Reconsideración interpuesto por TERMOSELVA contra las Resoluciones OSINERG N° 071-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por REDESUR contra las Resoluciones OSINERG N° 071-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara improcedente y fundado en parte el Recurso de Reconsideración interpuesto por ISA ccontra las Resoluciones OSINERG N° 071-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara improcedente el Recurso de Reconsideración interpuesto por RED DE ENERGÍA DEL PERÚ contra las Resoluciones OSINERG N° 071-2004-OS/CD y N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

075-2004-OS/CD 27/04/2004 28/04/2004

077-2004-OS/CD 27/04/2004 01/05/2004

078-2004-OS/CD 27/04/2004 01/05/2004

079-2004-OS/CD 27/04/2004 05/05/2004

080-2004-OS/CD 27/04/2004 29/04/2004

081-2004-OS/CD 27/04/2004 29/04/2004

082-2004-OS/CD 27/04/2004 29/04/2004

094-2004-OS/CD 27/04/2004 29/04/2004

095-2004-OS/CD 04/05/2004 05/05/2004

097-2004-OS/CD 20/05/2004 26/05/2004

098-2004-OS/CD 20/05/2004 29/05/2004

122-2004-OS/CD 17/06/2004 19/06/2004

123-2004-OS/CD 17/06/2004 19/06/2004

124-2004-OS/CD 17/06/2004 19/06/2004

125-2004-OS/CD 17/06/2004 19/06/2004

126-2004-OS/CD 17/06/2004 19/06/2004

127-2004-OS/CD 17/06/2004 20/06/2004

128-2004-OS/CD 17/06/2004 20/06/2004

129-2004-OS/CD 17/06/2004 20/06/2004

130-2004-OS/CD 17/06/2004 20/06/2004

131-2004-OS/CD 17/06/2004 20/06/2004

132-2004-OS/CD 17/06/2004 21/06/2004

133-2004-OS/CD 17/06/2004 21/06/2004

134-2004-OS/CD 17/06/2004 21/06/2004

135-2004-OS/CD 17/06/2004 21/06/2004

136-2004-OS/CD 17/06/2004 21/06/2004

137-2004-OS/CD 17/06/2004 22/06/2004

138-2004-OS/CD 17/06/2004 22/06/2004

15E l I n f o r m a t i v o

ResoluciónFecha de

ExpediciónFecha de

Publicación Asunto o Materia Regulada

Dispone la inclusión del ITF en las tarifas y compensaciones de los sistemas de transmisión principal y secundario de las empresas titulares con excepción de RED DE ENERGÍA DEL PERÚ e ISA PERÚ

Dispone modificaciones de valores establecidos en la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra, período Mayo - Octubre 2004

Dispone modificaciones de valores establecidos en la Resolución OSINERG N° 072-2004-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, período Mayo 2004 - Abril 2005

Declara infundado el Recurso de Reconsideración interpuesto por el Señor Congresista Jhony Peralta Cruz contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo 06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto de 2007

Dispone la publicación del Proyecto de Resolución "Fijación del Cargo del GRP para el primer Año de Cálculo del Proyecto Camisea"

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por EDECAÑETE contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por EDELNOR contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por ELECTRO SUR MEDIO contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por ELECTRO UCAYALI contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por ELECTROCENTRO contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por ELECTRONOROESTE contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por ELECTRONORTE contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por HIDRANDINA contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por LUZ DEL SUR contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Declara infundado el Reconsideración de Reconsideración interpuesto por SEAL contra la Resolución OSINERG N° 095-2004-OS/CD que aprobó los importes máximos de corte y reconexión, periodo06 de Mayo 2004 - 31 de Agosto 2007

Dispone la publicación del Proyecto de Resolución que modifica la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados” en la parte “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión”

Dispone la publicación del Proyecto de Norma que establece el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia

Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo Agosto 2004 - Octubre 2004

Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa GAS NATURAL DE LIMA Y CALLAO contra la Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD que fijó las Tarifas de Distribución en Baja Presión (Otras Redes)

Aprueba el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) y el Programa de Transferencias entre empresas correspondiente al periodo 30 de Julio 2004 - 31 de Octubre 2004

Dispone publicación del Proyecto de Resolución que modifica el Anexo C de la norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”

Dispone la Publicación del documento “Proceso de Aprobación de los importes Máximos de Corte y Reconexión”

Fija el cargo de GRP del Proyecto Camisea para el Primer Año de Cálculo, aplicable a partir de la puesta en Operación Comercial

Dispone la publicación del Proyecto de Norma “Procedimiento del Costo Extra de Distribución”

Aprueba la publicación del documento “Proceso de Regulación de Tarifas en Barra” correspondiente al período Mayo - Octubre 2004

Aprueba la publicación del documento “Proceso de Regulación Tarifaria de los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al año 2004”

Modifica item a) del Anexo C del cuadro “Procedimiento para Fijación de las Tarifas de Distribución Eléctrica: Valor Agregado de Distribución” de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD

139-2004-OS/CD 17/06/2004 22/06/2004

140-2004-OS/CD 17/06/2004 22/06/2004

141-2004-OS/CD 17/06/2004 22/06/2004

155-2004-OS/CD 07/07/2004 10/07/2004

169-2004-OS/CD 08/07/2004 09/07/2004

170-2004-OS/CD 08/07/2004 10/07/2004

171-2004-OS/CD 08/07/2004 10/07/2004

172-2004-OS/CD 08/07/2004 10/07/2004

173-2004-OS/CD 08/07/2004 10/07/2004

174-2004-OS/CD 08/07/2004 10/07/2004

175-2004-OS/CD 08/07/2004 11/07/2004

176-2004-OS/CD 08/07/2004 11/07/2004

177-2004-OS/CD 08/07/2004 11/07/2004

178-2004-OS/CD 08/07/2004 11/07/2004

179-2004-OS/CD 08/07/2004 11/07/2004

180-2004-OS/CD 08/07/2004 12/07/2004

181-2004-OS/CD 08/07/2004 13/07/2004

182-2004-OS/CD 22/07/2004 26/07/2004

183-2004-OS/CD 22/07/2004 26/07/2004

184-2004-OS/CD 05/08/2004 06/08/2004

185-2004-OS/CD 05/08/2004 06/08/2004

186-2004-OS/CD 05/08/2004 06/08/2004

187-2004-OS/CD 05/08/2004 07/08/2004

188-2004-OS/CD 05/08/2004 10/08/2004

189-2004-OS/CD 05/08/2004 11/08/2004

190-2004-OS/CD 05/08/2004 12/08/2004

221-2004-OS/CD 27/08/2004 28/08/2004

16 E l I n f o r m a t i v o

Tarifas en Barra

Evolución de las Tarifasde Electricidad

En los gráficos siguientes se muestra la evolución del precio medio de electricidad (energía, potencia y total) en las barras de Lima 220 kV (Lima), Cusco 138 kV (Cusco) y Arequipa 138 kV (Arequipa).

Evolución del Precio MedioBarra Lima 220 kV

May

-97

Ago

-97

Nov

-97

Feb

-98

May

-98

Ago

-98

Nov

-98

Feb

-99

May

-99

Ago

-99

Nov

-99

Feb

-00

May

-00

Ago

-00

Nov

-00

Feb

-01

May

-01

Ago

-01

Nov

-01

Feb

-02

May

-02

Ago

-02

Nov

-02

Feb

-03

May

-03

Ago

-03

Nov

-03

Feb

-04

May

-04

Ago

-04

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

ctv

. U

S$

/kW

.h

Potencia

Energía

Total

Evolución del Precio MedioBarra Cusco 138 kV

Potencia

Energía

Total

May

-97

Ago

-97

Nov

-97

Feb

-98

May

-98

Ago

-98

Nov

-98

Feb

-99

May

-99

Ago

-99

Nov

-99

Feb

-00

May

-00

Ago

-00

Nov

-00

Feb

-01

May

-01

Ago

-01

Nov

-01

Feb

-02

May

-02

Ago

-02

Nov

-02

Feb

-03

May

-03

Ago

-03

Nov

-03

Feb

-04

May

-04

Ago

-04

ctv

. U

S$

/kW

.h

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

Evolución del Precio MedioBarra Arequipa 138 kV AREQUIPA

Potencia

Energía

Total

May

-97

Ago

-97

Nov

-97

Feb

-98

May

-98

Ago

-98

Nov

-98

Feb

-99

May

-99

Ago

-99

Nov

-99

Feb

-00

May

-00

Ago

-00

Nov

-00

Feb

-01

May

-01

Ago

-01

Nov

-01

Feb

-02

May

-02

Ago

-02

Nov

-02

Feb

-03

May

-03

Ago

-03

Nov

-03

Feb

-04

May

-04

Ago

-04

ctv

. U

S$

/kW

.h

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

17E l I n f o r m a t i v o

Tarifas Aplicables a los Clientes Finales

Tarifas Residenciales e Inflación

En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes con consumo promedio mensual de 15 kW.h, 65 kW.h y 125 kW.h.

La variación del precio medio residencial durante los años 1997, 1998, 2000 y 2001 fue inferior a la inflación registrada para dichos años. Durante 1999 se aprecia una variación superior a la inflación debida principalmente a los incrementos de los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica, situación que se ha revertido a partir del año 2000. En lo que va del año (agosto) se puede apreciar que la variación de la tarifa es menor a la inflación registrada. De esta forma, la variación acumulada de los precios medios residenciales para el periodo 1997 - agosto 2004 es inferior a la inflación.

Evolución del Precio Medio Residencial - LimaE

ne

-95

Ju

n-9

5

No

v-9

5

Ab

r-9

6

Se

p-9

6

Fe

b-9

7

Ju

l-9

7

Dic

-97

Ma

y-9

8

Oct-

98

Ma

r-9

9

Ag

o-9

9

En

e-0

0

Ju

n-0

0

No

v-0

0

Ab

r-0

1

Se

p-0

1

Fe

b-0

2

Ju

l-0

2

Dic

-02

Ma

y-0

3

Oct-

03

Ma

r-0

4

Ag

o-0

4

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles enLima vs. Inflación y Devaluación

160%

140%

120%

100%

80%

60%

40%

20%

0%

-20%

-40%

-60%

Variación (%)

-2,4%

-6,1%

-6,8%

-6,7%

2,4%

6,5%

5,1%

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Acumulada

3,4%

2,3%

2,1%

-26,0%

-32,3%

6,0%

15,4%

13,2%

16,2%

16,8%

104,1%

135,2%

3,7%

11,2%

2,5%

2,2%

2,1%

35,1%

6,3%

3,7%

1,0%

-23,0%

-17,1%

-5,0%

-44,0%

-20,9%

-0,1%

-2,4%

5,6%

7,9%

8,4%

40,6%

50,0%

1,5%

2,4%

-3,2%

-4,6%

-5,0%

24,1%

0,8%

2,5%

-1,1%

-3,5%

-1,7%

16,2%

108,1%

122,8%

30,6%

32,6%

2004 (*)

4,6%

4,4%

4,5%

11,8%

7,6%

3,5%

-1,4%

Residencial BT5B (15 kW.h)

Residencial BT5B (65 kW.h)

Residencial BT5B (125 kW.h)

Diesel 2

Residual 6

Inflación

Devaluación

(*) Enero - Agosto

18 E l I n f o r m a t i v o

Mercado Eléctrico

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

Evolución de las Ventas de Energía

Las ventas a usuarios finales, realizadas en el primer trimestre de 2004 por las empresas de servicio público de electricidad, fue de 4 814 GW.h. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en similar periodo de los años 2002 y 2003 fue de 11,9% y 5,6% respectivamente.

Las ventas en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representan el 24%, 8%, 30% y 38% respectivamente.

Las ventas de energía al mercado libre en el p r imer t r imes t re de l 2004 han representado el 47% de las ventas totales, cifra igual al 47% obtenido en el 2003 y al 47% obtenido en el 2002.

Ventas - I Trimestre(GW.h)

Mercado

Regulado

Libre

Total

2002

2 259

2 043

4 303

2003

2 398

2 160

4 558

2004

2 544

2 270

4 814

5 600

4 800

4 000

3 200

2 400

1 600

800

0

2002 2003 2004

GW

.h

Regulado Libre

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa al primer trimestre del año 2004 en las empresas concesionarias de electricidad.

53% 53% 53%47%47%47%

2004

2003

2002

R

E

G

U

L

A

D

O

L

I

B

R

E

Muy Alta

Tensión

24%

Alta Tensión

8%Media

Tensión

30%

Baja Tensión

38%

19E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Las ventas de energía en los sectores industrial, residencial, comercial y alumbrado público representaron el 56%, 24%, 17% y 3%, respectivamente.

Industrial

56%

Alumbrado

3%

Residencial

24%

Comercial

17%

Evolución de la Facturación por Ventas de Energía

En el primer trimestre de 2004, la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (323 millones US$) aumentó en 16,5% y 14,9% respecto a lo alcanzado en el primer trimestre de los años 2002 y 2003 respectivamente.

Facturación - I Trimestre(Millones US$)

Mercado 2002 2003 2004

Regulado

Libre

Total

19186

277

188

93

281

211

111

323

Regulado Libre

millo

ne

s U

S$

2002 2003 2004

350

300

250

200

150

100

50

0

ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

La facturación del mercado libre en el primer trimestre de 2004 representa el 34% de la facturación total. La participación de la facturación delmercado libre en el primer trimestre de los años 2003 y 2002 fue de 33% y 31% respectivamente.

69%

67%66%

31%33%

34%

2004

2003

2002

R

E

G

U

L

A

D

O

L

I

B

R

E

Muy Alta

Tensión

19%

Alta Tensión

5%

Media

Tensión

24%

Baja Tensión

52%La facturación por ventas de energía en muy alta tensión, alta tensión, media tensión y baja tensión representaron el 19%, 5%, 24% y 52%, respectivamente.

20 E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 34%, en el sector industrial el 44%, en el sector comercial el 18% y por el servicio de alumbrado público el 4% del total respectivamente.

Alumbrado

4%

Comercial

18%Residencial

34%

Industrial

44%

Número de Clientes

El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así que en marzo de 2004 se han atendido 119 275 nuevos suministros más que en marzo de 2003 y 273 576 nuevos suministros más que en marzo de 2002.

Número de Clientes a Marzo

Año ClientesIncremento respecto

al periodo anterior

2002

2003

2004

3 493 722

3 648 023

3 767 298

-

4,4%

3,3%

3 64

8 02

3

3 49

3 72

2

3 76

7 29

8

2002 2003 2004

500 000

0

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

Clie

ntes

ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES

Alumbrado0,2%

Comercial7,9%

Industrial0,3% Residencial

91,6% En marzo del año 2004, el 91,6% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 8,4% restante a no residenciales (alumbrado público, industrial y comercial).

El sector residencial por su parte, está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kW.h (34%) y aquellos que consumen de 31 a 100 kW.h (31%), los clientes con otros rangos de consumo representan el 36%.

0 - 30 kW.h

34%

101 - 150 kW.h

14%

301 - 500 kW.h

5%Otros

2%

31 - 100 kW.h

31%

151 - 300 kW.h

15%

21E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Producción de Electricidad en el SistemaEléctrico Interconectado Nacional (SEIN)

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTALEMPRESAS

I Trimestre 2003 I Trimestre 2004

Electroperú 1 635 5 1 640 1 758 22 1 780Edegel 1 370 6 1 377 1 206 48 1 254Egenor 616 2 618 643 10 653Etevensa 0 2 2 0 0 0Eepsa 0 17 17 0 85 85Electroandes 302 0 302 249 0 249Cahua - CNP 146 1 146 136 4 139Termoselva 0 134 134 0 158 158Shougesa 0 1 1 0 9 9Egemsa 169 0 169 178 0 178Egasa 227 5 232 263 16 279Enersur 0 212 212 0 334 334Egesur 27 7 34 19 9 28San Gabán 210 1 211 236 0 236TOTAL 4 703 393 5 095 4 687 695 5 382

INCREMENTO / DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEINI Trimestre 2004 vs I Trimestre 2003

Electroperú 7,5% 342,4% 8,5%Edegel -12,0% 641,3% -8,9%Egenor 4,3% 478,3% 5,6%Etevensa 0,0% -100,0% -100,0%Eepsa 0,0% 406,6% 406,6%Electroandes -17,5% 0,0% -17,5%Cahua -6,9% 432,0% -4,9%Termoselva 0,0% 18,2% 18,2%Shougesa 0,0% 1484,7% 1484,7%Egemsa 5,0% 163,1% 5,0%Egasa 16,0% 220,0% 20,4%Enersur 0,0% 57,6% 57,6%Egesur -29,2% 19,2% -19,1%San Gabán 12,5% -84,8% 12,0%TOTAL -0,3% 76,9% 5,63%

La producción en el SEIN de energía eléctrica durante el primer trimestre del año 2004, acorde con la información mensual remitida por el COES-SINAC, fue 5 382 GW.h, valor que representa un incremento del 5,63% con relación a la producción reportada para el mismo periodo del año anterior (5 095 GW.h).

Por tipo de fuente, se observa que las centrales termoeléctricas han registrado un aumento de 76,9%, mientras que las centrales hidroeléctricas muestran una disminución de 0,3%. En términos de participación por tipo de fuente, varía la participación termoeléctrica en la producción total de energía de 8% en el 2003 a 13% en el 2004.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEINComparación I Trimestre

20042003

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

146134169211

232212302

618

1 377

1 640

5 095 139158178236

279

334

249

653

1 254

1 780

5 382

ShougesaEtevensaEgesurEepsaCahua-CNPTermoselvaEgemsaSan GabánEgasaEnersurElectroandesEgenorEdegelElectroperú

22 E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE - SEIN

Participación I Trimestre

HIDROELÉCTRICA

TERMOELÉCTRICA

87%92%

8%

13%

2003

2004

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVAI Trimestre 2003

Shougesa 2%Egemsa 2%Cahua 3%

Eepsa 3%San Gabán 3%

Termoselva 4%

Electro Andes 4%

Egasa 7%

Etevensa 7%

Enersur 8%Egenor 13%

Egesur 1%

Edegel 23%

Electroperú 20%

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVAI Trimestre 2004

Shougesa 2%Egemsa 2%

Cahua 3%

Eepsa 3%San Gabán 3%

Termoselva 4%

Electro Andes 4%

Egasa 7%

Etevensa 7%

Enersur 8%Egenor 13%

Egesur 1%

Edegel 23%

Electroperú 20%

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN - MW

HIDROELÉCTRICA HIDROELÉCTRICATERMOELÉCTRICA TERMOELÉCTRICATOTAL TOTAL

I Trimestre 2003 I Trimestre 2004EMPRESA

Edegel (1) 758 264 1 022 759 228 987Electroperú (2) 842 18 860 842 42 884Egenor 356 197 553 356 197 553Enersur 0 360 360 0 360 360Etevensa 0 325 325 0 325 325Egasa 170 150 320 170 150 320Electroandes 174 0 174 174 0 174Termoselva 0 157 157 0 157 157San Gabán (3) 113 33 146 113 28 141Eepsa 0 143 143 0 143 143Cahua (4) 86 25 110 91 25 115Egemsa 91 12 103 87 12 99Shougesa 0 67 67 0 67 67Egesur 35 26 61 35 26 61

TOTAL 2 624 1 777 4 400 2 626 1 759 4 385

( 1 ) Se retiró la CT Santa Rosa BBC( 2 ) Incluye a CT Yarinacocha( 3 ) Se retiró la CT San Rafael( 4 ) Incluye a CCHH Misapuquio, San Antonio, San Ignacio, Huayllacho

En la estadística de evolución de la capacidad efectiva de las centrales eléctricas se observan las siguientes variaciones, la capacidad efectiva de Edegel disminuyó debido al retiro de la central térmica Santa Rosa BBC (38 MW) el 1 de agosto de 2003, la capacidad efectiva de Electroperú incluye la central térmica Yarinacocha (23,8 MW) que ingresó en operación comercial a partir del 27 de febrero de 2003, la capacidad efectiva de San Gabán disminuyó debido al retiro de la central térmica San Rafael (4,9 MW) el2 de agosto de 2003, la capacidad efectiva de Cahua incluye a la centrales hidráulicas Misapuquio(3,8 MW), San Antonio (0,6 MW), San Ignacio (0,6 MW) y Huayllacho (0,2 MW); entraron en operación experimental desde el 28 de diciembre de 2002 e ingresaron en operación comercial en abril de 2003.

23E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEINParticipación I Trimestre

HIDROELÉCTRICA

TERMOELÉCTRICA

60%2003

2004

60%

40%

40%

INCREMENTO / DECREMENTO DE LA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN

EMPRESA

I Trimestre 2004 vs I Trimestre 2003

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL

Edegel (1) 0,2% -13,7% -3,4%

Electroperú (2) 0,0% 129,5% 2,8%

Egenor 0,0% -0,1% 0,0%

Enersur 0,0% 0,0% 0,0%

Etevensa 0,0% 0,0% 0,0%

Egasa 0,0% 0,0% 0,0%

Electroandes 0,0% 0,0% 0,0%

Termoselva 0,0% 0,0% 0,0%

San Gabán (3) 0,2% -15,6% -3,4%

Eepsa 0,0% 0,5% 0,5%

Cahua (4) 6,1% 0,0% 4,7%

Egemsa -4,8% 0,0% -4,3%

Shougesa 0,0% 0,0% 0,0%

Egesur 0,0% 0,0% 0,0%

TOTAL 0,1% -1,0% -0,3%

( 1 ) Se retiró la CT Santa Rosa BBC( 2 ) Incluye a CT Yarinacocha( 3 ) Se retiró la CT San Rafael( 4 ) Incluye a CCHH Misapuquio, San Antonio, San Ignacio, Huayllacho

Asimismo, la participación termoeléctrica en la capacidad efectiva del sistema interconectado nacional se ha registrado pequeñas variaciones respecto al mismo periodo del año 2003.

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEINComparación I Trimestre

5 000

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

2003 2004

4 400

110143146157

174

320

325

360

553

860

1 022

4 385

115143141157

174

320

325

360

553

884

987

EgesurShougesaEgemsaCahuaEepsaSan GabánTermoselvaElectroandesEgasaEtevensaEnersurEgenorElectroperúEdegel

24 E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Evolución de la Cobertura de la Máxima Demanda

La máxima demanda registrada en el primer trimestre del año 2004 fue 6,6% y 2,7% mayor que sus similares registrados en el años 2002 y 2003, respectivamente, estos valores han ocurrido en ambos casos en el mes de marzo. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de la cobertura de la máxima demanda por las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN.

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN

MESAÑO

2003

2002

( MW )

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL

2004

ENERO 2 413,7 348,8 2 762,5FEBRERO 2 253,6 514,2 2 767,8MARZO 2 414,1 408,5 2 822,5ENERO 2 455,6 395,7 2 851,3FEBRERO 2 338,3 568,8 2 907,1MARZO 2 387,7 540,3 2 927,9ENERO 2 315,1 644,3 2 959,4FEBRERO 2 484,1 490,2 2 974,3MARZO 2 457,4 550,3 3 007,7

Max. Dem. I Trimestre 2002 2 414,1 408,5 2 822,5

Max. Dem. I Trimestre 2003 2 387,7 540,3 2 927,9

Max. Dem. I Trimestre 2004 2 457,4 550,3 3 007,7

% Variación 2004/2002 1,8% 34,7% 6,6%

% Variación 2004/2003 2,9% 1,9% 2,7%

El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en el SEIN. La participación promedio en los primeros trimestres de cada año de las centrales hidroeléctricas es de 85%, 83% y 81% para los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.

% P

art

icip

aci

ón

en

la C

ob

ert

ura

de

la M

áxi

ma

De

ma

nd

a

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Ene

-02

Feb-

02

Mar

-02

Abr

-02

May

-02

Jun-

02

Jul-0

2

Ago

-02

Sep

-02

Oct

-02

Nov

-02

Dic

-02

Ene

-03

Feb-

03

Mar

-03

Abr

-03

May

-03

Jun-

03

Jul-0

3

Ago

-03

Sep

-03

Oct

-03

Nov

-03

Dic

-03

Ene

-04

Feb-

04

Mar

-04

Termoeléctrica

Hidroeléctrica

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN - SEIN

25E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Evolución de la Comparación de PreciosNo Regulados (Libres) con los Precios Teóricos

Los precios de generación que regula OSINERG en cada fijación tarifaria (precios teóricos), antes de tomarse como Precios en Barra, deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre.

La comparación de los precios teóricos con el precio promedio ponderado de los clientes libres se efectúa a fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas y el Artículo 129º de su Reglamento. El siguiente gráfico muestra la evolución de los resultados de la comparación entre precios teóricos y libres en cada regulación tarifaria, desde noviembre del año 2000.

En la regulación tarifaria de mayo 2004, para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio libre promedio resulta 10,754 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados por el OSINERG, el precio ponderado resultante es 10,279 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 0,9558. Esta relación muestra que los precios teóricos no difirieron en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía fueron aceptados como Tarifas en Barra definitivas.

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

15,0

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

Nov-00 May-01 Nov-01 May-02 Nov-02 May-03 Nov-03 May-04

Evolución de la Comparación de Precios Libres y Teóricos

SEIN

Ctm

S/./

kWh

Co

mp

arac

ión

Pte

ó/P

Lib

re

Precio Libre Precio Teórico

Comparación (Teo/Lib)Límite MáximoLímite Mínimo

PRECIOSPrecios Medios por Fijaciones Tarifarias (ctm S/./kW.h)

Nov 00 May 01 Nov 01 May 02 Nov 02 May 03 Nov 03 May 04

Precio Libre 14,622 11,348 11,705 11,701 11,993 11,769 10,701 10,754

Precio Teórico 14,757 10,411 11,617 11,855 12,145 11,875 10,396 10,279

Comparación(Teo/Lib) 1,009 0,917 0,992 1,013 1,013 1,009 0,971 0,956

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

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

26 E l I n f o r m a t i v o

INFORMACIÓNESTADÍSTICA

Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

Pérdidas de Energía en los Sistemas de Distribución Eléctrica Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de 1993, tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución.

(*) Cifras acumuladas al I Trimestre de 2004

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edecañete

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electronoroeste

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Hidrandina

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edelnor (Zonal Chancay)1

99

3

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Edelnor (Lima Metr.)

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Luz del Sur

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electro Sur Medio

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electrosur

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electro Puno

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electro Ucayali

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electro Sur Este

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Sersa (Rioja)

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electronorte

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electrocentro

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Seal

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Electro Oriente

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

25%

20%

15%

10%

5%

0%

TOTAL PERÚ(1993 - 2004*)

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

*

21,9%

20,6%19,7%

17,1%

14,6%

12,4%

11,5%10,3%

9,7% 9,1% 9,0% 9,3%

9,0%8,7% 8,5% 8,4% 7,7%

4,8% 4,3% 3,6%3,3% 2,5% 2,0% 2,0%

7,9% 7,6% 7,5% 7,4% 7,3% 7,3% 7,3% 7,1% 6,9% 7,0% 7,1% 7,1%

27E l I n f o r m a t i v o

Balance General

Situación Económica y Financiera

de las Empresas de Electricidad

al 31/03/2004

Los resultados económicos que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estados

financieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59º del Reglamento de la Ley

de Concesiones Eléctricas, remiten a OSINERG. Para efectos de análisis y comparación con las cifras

ajustadas al 31 de marzo de 2004, todas las cifras correspondientes al 31 de marzo 2003 han sido

reexpresadas a nuevos soles de marzo 2004, utilizando para ello el índice publicado por el INEI.

El Total de activos para marzo del 2004 fue de S/. 25 567,4 millones. Los activos están conformados

sustancialmente por activos fijos netos, los cuales a marzo del 2004 ascendieron a S/. 20 323,0

millones (79,5% del Activo Total), menor al monto de marzo del 2003 que ascendió a S/. 20 441,5

millones (reexpresados a nuevos soles de marzo 2004) y representó el 77,6% del Activo Total.

Del total de Activos S/.25 567,4 millones (100%), el 61,1 % de los activos totales corresponden a la

actividad de Generación, el 29,4% a la actividad de Distribución y el 9,5% a la actividad de

Transmisión

Reagrupando esta información por sistema, se tiene que el 98,5 % (S/. 25 174,7 Millones) de los

activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 1,5% (S/. 392,7

Millones) al Sistema Aislado.

Al cierre del primer trimestre del presente año, el Pasivo total asciende a S/.9 669,4 millones, lo cual

representa el 37,8% de los Activos totales. Con relación a la estructura del pasivo por tipo de

empresa, el 59,4% de pasivos corresponderían al conjunto de empresas generadoras, el 14,2% a las

empresas transmisoras y el 26,4% a las empresas de distribución.

A marzo del 2004 el Pasivo corriente asciende a S/. 2 283,1 millones (23,6% del pasivo) y el Pasivo

No Corriente asciende a S/.7 386,3 millones (76,4% del pasivo).

Con relación al Patrimonio neto al cierre del primer trimestre éste asciende a S/. 15 898,0 millones, el

cual representa el 62,2% de los activos totales.

Generación Transmisión Distribución Total

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR TIPO DE EMPRESA

AL 31 DE MARZO 2004

(Cifras Ajustadas por Inflación)

(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

ACTIVO

ACTIVO CORRIENTE 1 872 433 310 824 887 563 3 070 819

ACTIVO NO CORRIENTE 13 745 321 2 126 381 6 624 854 22 496 555

Activo fijo 12 739 237 1 200 071 6 383 644 20 322 952

Otros activos no corrientes 1 006 083 926 309 241 210 2 173 603

TOTAL ACTIVO 15 617 753 2 437 204 7 512 417 25 567 375

PASIVO 5 739 470 1 372 392 2 557 534 9 669 396

PASIVO CORRIENTE 1 319 122 169 012 794 988 2 283 123

PASIVO NO CORRIENTE 4 420 347 1 203 380 1 762 545 7 386 273

PATRIMONIO NETO 9 878 284 1 064 812 4 954 883 15 897 979

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 617 753 2 437 204 7 512 417 25 567 375

28 E l I n f o r m a t i v o

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL Al 31 DE MARZO DEL 2004(Cifras ajustadas) En Miles de Nuevos Soles

Activo Activo Pasivo Pasivo Patrimonio

Corriente No Corriente Corriente No Corriente NetoEmpresa

Cahua 18 313 216 459 18 432 107 607 108 733

Chavimochic 649 25 604 - - 26 254

Edegel 214 248 3 911 892 266 275 962 493 2 897 371

Eepsa 30 168 178 646 21 403 46 297 141 114

Egasa 136 473 774 467 26 711 53 063 831 165

Egemsa 75 886 570 932 17 340 38 744 590 736

Egenor 169 832 1 232 836 122 402 323 368 956 897

Egesur 16 264 178 731 6 900 18 961 169 134

Electro Andes 65 155 953 406 17 530 421 095 579 936

Electro Peru 484 709 3 447 762 290 889 1 568 816 2 072 765

Energía Pacasmayo 15 843 110 485 16 215 69 239 40 874

Enersur 399 829 871 952 278 577 204 699 788 505

Etevensa 44 178 432 278 99 406 113 179 263 871

San Gabán 83 395 461 319 49 268 321 552 173 894

Shougesa 30 693 38 465 16 165 6 804 46 190

Sinersa 13 472 82 448 6 921 55 917 33 082

Termoselva 73 325 257 638 64 689 108 512 157 763

Eteselva 40 590 249 687 20 325 63 381 206 572

ISA 42 185 176 485 16 916 124 945 76 809

Redesur 48 539 226 401 24 833 159 310 90 798

Transmantaro 35 550 526 827 21 206 322 561 218 611

REP 143 961 946 980 85 733 533 185 472 023

Coel 2 471 19 602 2 298 5 300 14 475

Edecañete 8 646 31 555 3 550 6 069 30 582

Edelnor 247 346 1 991 648 308 224 673 666 1 257 104

Electrocentro 70 749 577 435 26 194 48 513 573 476

Electronoroeste 35 980 300 153 40 983 48 805 246 344

Electronorte 23 006 185 871 30 131 42 824 135 922

Electro Oriente 65 309 300 798 12 455 19 159 334 494

Electro Puno 22 105 176 620 7 398 7 341 183 985

Electrosur 15 191 123 968 6 699 4 369 128 089

Electro Sur Este 35 311 275 799 9 805 5 101 296 204

Electro Sur Medio 36 322 297 939 75 773 23 613 234 875

Electro Tocache 478 992 1 234 447 (211)

Electro Ucayali 14 253 113 669 4 360 - 123 561

Hidrandina 67 121 610 553 53 368 26 993 597 313

Luz del Sur 197 655 1 405 685 190 461 810 165 602 713

Seal 45 375 212 487 21 941 40 179 195 743

Sersa 247 81 114 - 214

Sistema Eléctrico

Interconectado

Nacional 3 004 614 22 170 071 2 270 554 7 367 114 15 537 017

Sistemas Aislados 66 206 326 484 12 569 19 159 360 962

GENERACIÓN 1 872 433 13 745 321 1 319 122 4 420 347 9 878 284

TRANSMISIÓN 310 824 2 126 381 169 012 1 203 380 1 064 812

DISTRIBUCIÓN 887 563 6 624 854 794 988 1 762 545 4 954 883

TOTAL 3 070 819 22 496 555 2 283 123 7 386 273 15 897 979

29E l I n f o r m a t i v o

Estado de Ganancias y Pérdidas

Resumen del Estado de Gananciasy Pérdidas por Actividad

Ingresos

Gastos

Utilidad(Pérdida) de Operación

Generación Interna de Recursos

Utilidad(Pérdida) Neta

Generación Transmisión Distribución

1 000

0

911

631

280

417

206

101

43 57 80

860

744

116

205

8643

En el primer trimestre del 2004, el total de Ingresos ascendió a S/. 1 871,9 millones, 1,7% por

encima de lo obtenido en similar periodo el 2003. En lo que respecta a los Costos operativos, éstos

alcanzaron S/. 1 418,3 millones, incrementándose en 6,6% respecto a lo obtenido en marzo del

2003. La Utilidad operativa resultó 11,1% menor a su similar periodo del año 2003 alcanzando un

nivel de S/. 453,6 millones, mientras que la Utilidad Neta alcanzó S/. 335,7 millones, menor en

15,2% a su similar de marzo del 2003 (S/. 395,8 millones a soles de marzo 2004).

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS AL 31 DE MARZO DEL 2004(Cifras Ajustadas)

(En millones de Nuevos Soles)

Concepto Generación Transmisión Distribución Total

Ingresos 911 101 860 1 872

Gastos 631 43 744 1 418

Combustibles y lubricantes 54 17 72

Compra de energía 257 486 743

Cargas de personal 31 7 54 91

Servicios prestados por terceros 75 6 61 143

Provisiones del ejercicio 136 23 89 248

Otros Gastos 78 7 36 121

Utilidad (Pérdida) de Operación 280 57 116 454

Ingresos (Gastos) no Operativos -74 -14 -30 -118

Utilidad (Pérdida) Neta 206 43 86 336

Generación Interna de Recursos 417 80 205 702

30 E l I n f o r m a t i v o

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS AL 31 DE MARZO DEL 2004(Cifras Ajustadas) En Miles de Nuevos Soles

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

de operación Recursos Neta

Cahua 14 434 11 797 2 637 5 377 2 648

Chavimochic 1 416 625 791 1 070 -94

Edegel 194 543 87 642 106 901 136 712 50 389

Eepsa 19 216 17 792 1 424 4 540 2 665

Egasa 39 047 29 423 9 625 20 060 3 842

Egemsa 18 665 13 205 5 460 8 913 4 295

Egenor 89 508 44 641 44 867 57 587 22 788

Egesur 11 956 16 069 -4 112 -1 824 -4 391

Electro Andes 36 171 21 784 14 387 21 160 10 167

Electro Peru 249 446 187 038 62 407 91 518 77 460

Energía Pacasmayo 7 402 7 899 -497 3 253 74

Enersur 125 827 77 008 48 819 64 354 37 394

Etevensa 17 612 18 898 -1 285 5 909 -606

San Gabán 27 634 17 433 10 201 15 138 10 680

Shougesa 20 292 26 179 -5 887 -4 140 -5 907

Sinersa 1 847 1 206 641 1 145 1 312

Termoselva 36 231 52 552 -16 321 -14 231 -6 699

Eteselva 7 636 3 542 4 094 6 540 3 078

ISA 8 424 3 162 5 263 6 836 4 521

Redesur 9 724 4 336 5 389 7 581 1 993

Transmantaro 23 257 9 776 13 482 21 488 12 802

REP 51 613 22 540 29 073 37 600 21 081

Coel 2 100 1 797 303 447 324

Edecañete 4 628 4 607 20 769 313

Edelnor 266 318 224 387 41 930 71 734 27 442

Electrocentro 35 773 32 669 3 104 8 551 3 867

Electronoroeste 37 364 32 288 5 076 8 368 3 131

Electronorte 26 345 24 087 2 259 5 332 1 200

Electro Oriente 27 787 25 406 2 382 5 207 985

Electro Puno 10 125 10 311 -186 1 862 -190

Electrosur 13 192 12 893 299 2 074 164

Electro Sur Este 20 917 20 209 708 4 524 503

Electro Sur Medio 26 414 25 190 1 223 4 258 -2 734

Electro Tocache 713 907 -195 -163 -182

Electro Ucayali 13 691 13 837 -147 726 86

Hidrandina 60 777 55 345 5 432 13 749 3 819

Luz del Sur 277 747 225 496 52 251 71 570 46 774

Seal 35 725 33 918 1 807 5 943 683

Sersa 419 400 19 30 16

Sistema Eléctrico

Interconectado

Nacional 1 842 316 1 391 866 450 450 -129 326 158 155

Sistemas Aislados 29 623 26 430 3 192 6 307 907

Total Generadoras 911 250 631 193 280 057 416 540 206 015

Total Transmisoras 100 655 43 354 57 300 80 045 43 475

Total Distribuidoras 860 035 743 749 116 286 204 980 86 201

TOTAL 1 871 939 1 418 297 453 643 701 564 335 691

31E l I n f o r m a t i v o

Ratios Financieros

En función a los estados financieros de las empresas al 31 de marzo del 2004 se ha preparado ratios a nivel de empresa y consolidado por tipo y sistema.Para los totales consolidados por tipo de empresa, estos ratios fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa.

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS AL 31 DE MARZO DEL 2004

RazónCorriente

GIR sobre Patrimonio (%)

GIR sobre Activo Fijo (%)

Gastos enPersonal (%)

Efectividad de cobranzas (días)

Endeudamiento Patrimonial

Cahua 0,99 1,16 4,9% 2,5% 45,0 9,1%

Chavimochic 0,00 0,00 4,1% 4,2% 41,3 19,6%

Edegel 0,80 0,42 4,7% 3,8% 31,8 4,4%

Eepsa 1,41 0,48 3,2% 2,6% 38,9 12,6%

Egasa 5,11 0,10 2,4% 2,6% 62,7 9,5%

Egemsa 4,38 0,09 1,5% 1,6% 45,5 11,8%

Egenor 1,39 0,47 6,0% 4,7% 31,3 12,6%

Egesur 2,36 0,15 -1,1% -1,0% 49,5 13,8%

Electro Andes 3,72 0,76 3,6% 4,2% 47,4 13,5%

Electro Perú 1,67 0,90 4,4% 2,7% 32,4 3,9%

Energía Pacasmayo 0,98 2,09 8,0% 4,8% 28,2 11,7%

Enersur 1,44 0,61 8,2% 7,4% 32,4 18,2%

Etevensa 0,44 0,81 2,2% 1,4% 26,1 12,5%

San Gabán 1,69 2,13 8,7% 3,7% 409,6 8,7%

Shougesa 1,90 0,50 -9,0% -10,8% 42,6 5,2%

Sinersa 1,95 1,90 3,5% 2,6% 35,3 28,6%

Termoselva 1,13 1,10 -9,0% -5,6% 62,1 82,8%

Eteselva 2,00 0,41 3,2% 2,6% 399,4 13,8%

ISA 2,49 1,85 8,9% 3,9% 30,4 14,5%

Redesur 1,95 2,03 8,3% 3,4% 31,5 12,1%

Transmantaro 1,68 1,57 9,8% 4,1% 29,3 2,6%

REP 1,68 1,31 8,0% 4,0% 33,6 17,7%

Coel 1,08 0,52 3,1% 2,4% 19,7 18,6%

Edecañete 2,44 0,31 2,5% 2,6% 87,3 16,3%

Edelnor 0,80 0,78 5,7% 3,7% 52,4 8,8%

Electrocentro 2,70 0,13 1,5% 1,5% 124,6 22,7%

Electronoroeste 0,88 0,36 3,4% 2,8% 59,1 15,0%

Electronorte 0,76 0,54 3,9% 2,9% 47,2 18,4%

Electro Oriente 5,24 0,09 1,6% 1,7% 47,0 28,8%

Electro Puno 2,99 0,08 1,0% 1,1% 47,5 19,8%

Electrosur 2,27 0,09 1,6% 1,7% 27,8 18,4%

Electro Sur Este 3,60 0,05 1,5% 1,6% 40,6 22,2%

Electro Sur Medio 0,48 0,42 1,8% 2,1% 64,6 12,4%

Electro Tocache 0,39 -7,97 77,3% -18,6% 52,1 18,5%

Electro Ucayali 3,27 0,04 0,6% 0,6% 42,2 16,1%

Hidrandina 1,26 0,13 2,3% 2,3% 52,0 17,9%

Luz del Sur 1,04 1,66 11,9% 5,4% 52,5 12,0%

Seal 2,07 0,32 3,0% 2,8% 62,5 13,2%

Sersa 2,17 0,53 13,9% 48,2% 38,8 11,9%

Sistema Eléctrico

Interconectado

Nacional 1,32 0,62 4,5% 3,5% 46,9 12,3%

Sistemas Aislados 5,27 0,09 1,7% 1,9% 46,6 28,1%

GENERACIÓN 1,42 0,58 4,2% 3,3% 37,5 11,6%

TRANSMISIÓN 1,84 1,29 7,5% 7% 60,6 13,1%

DISTRIBUCIÓN 1,12 0,52 4,1% 3,2% 55,3 13,4%

TOTAL 1,35 0,61 4,4% 3,5% 46,9 12,5%

NOTICIAS

Organismo Supervisor de la Inversión en EnergíaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

Víctor Ormeño Salcedo vormeno@osinerg.gob.peMiguel Révolo Acevedo mrevolo@osinerg.gob.peDaniel Cámac Gutiérrez dcamac@osinerg.gob.peLuis Espinoza Quiñones lespinoza@osinerg.gob.pe

Rubén Collantes Véliz rcollantes@osinerg.gob.peCésar Bernabel Espinoza cbernabel@osinerg.gob.peLuis Bartra Navarro lbartra@osinerg.gob.peRiquel Mitma Ramírez rmitma@osinerg.gob.peMarcelo Damas Flores mdamas@osinerg.gob.pe

Telfs: (511) 224 0487 - 224 0488Fax: (511) 224 0491Correo Electrónico: postmaster.gart@osinerg.gob.peSitio Web: www.osinerg.gob.pe

COMITÉEDITORIAL:

COLABORADORES:

Regulación de las Tarifas en Barra

Regulación de las Tarifas de Transmisión Secundaria

Aprobación de los Importes Máximos deCorte y Reconexión

De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas, se ha realizado el proceso de Regulación de las Tarifas en Barra vigentes para el periodo Mayo 2004 - Octubre 2004 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD.

Mediante Resolución OSINERG Nº 069-2004-OS/CD se realizó la publicación de la resolución que fija las tarifas en barra y la relación de la información que la sustenta, se admitieron los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se publicó en la página web del OSINERG los recursos de reconsideración y se convocó a audiencia pública, se realizó la audiencia pública para la presentación y sustento de los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se admitieron las sugerencias y observaciones sobre los recursos de reconsideración de los interesados, se publicó la Resolución OSINERG Nº 140-2004-OS/CD que resuelve los recursos de reconsideración.

Por otro lado, se viene realizando el proceso de Regulación de las Tarifas en Barra vigentes para el periodo Noviembre 2004 - Abril 2005, mediante el cual a la fecha el COES ha presentado su Estudio Técnico Económico, el mismo que se ha publicado en la página Web de OSINERG, se ha realizado la audiencia pública en la cual el COES sustenta su propuesta tarifaria y se han formulado las de observaciones por parte de OSINERG. Por otro lado, el 31/08/2004 el COES deberá absolver las observaciones realizadas por el OSINERG.

De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas, se ha realizado el proceso de Regulación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión vigentes para el periodo Mayo 2004 - Abril 2005 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD.

Mediante Resolución OSINERG Nº 072-2004-OS/CD se realizó la publicación de la resolución que fija las tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios de transmisión y la relación de la información que la sustenta, se admitieron los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se publicó en la página web del OSINERG los recursos de reconsideración y se convocó a audiencia pública, se realizó la audiencia pública para la presentación y sustento de los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se admitieron las sugerencias y observaciones sobre los recursos de reconsideración de los interesados, se publicó la Resolución OSINERG N° 141-2004-OS/CD que resuelve los recursos de reconsideración.

De acuerdo al Reglamento Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), se ha realizado el proceso para la Aprobación de los Importes Máximos de Corte y Reconexión Mayo 2004 - Agosto 2007 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG Nº 241-2003-OS/CD.

Mediante Resolución OSINERG Nº 095-2004-OS/CD se realizó la publicación de la resolución que aprueba los importes máximos de corte y reconexión y la relación de la información que la sustenta, se admitieron los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se publicó en la página web del OSINERG los recursos de reconsideración y se convocó a audiencia pública, se realizó la audiencia pública para la presentación y sustento de los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se admitieron las sugerencias y observaciones sobre los recursos de reconsideración de los interesados, se publicaron las Resoluciones OSINERG N° 155, 170, 171, 172, 173, 174, 175, 176, 177, 178 y 179-2004-OS/CD que resuelven los recursos de reconsideración.

Proceso de Regulación de Tarifas de Distribuciónde Gas Natural en Baja Presión (Otras Redes)

para Lima y Callao

Últimas Publicaciones

De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas, se ha realizado el proceso de Regulación de Tarifas de Distribución de Gas Natural en Baja Presión (Otras Redes) para Lima y Callao para el periodo 2004 - 2008 conforme al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD.

Se ha realizado la prepublicación del proyecto de resolución que fija las tarifas de distribución de gas natural en baja presión (otras redes) para Lima y Callao, se ha realizado la audiencia pública en la que el OSINERG expone y sustenta los criterios, metodología y modelos económicos correspondiente a la fijación de tarifas de distribución de gas en baja presión, se han admitido las opiniones y sugerencias respecto a la prepublicación por parte de los interesados, con Resolución OSINERG N° 097-2004-OS/CD se fijó las tarifas de distribución de gas natural en baja presión (otras redes) para Lima y Callao, se admitieron los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se publicó en la página web del OSINERG los recursos de reconsideración y se convocó a audiencia pública, se realizó la audiencia pública para la presentación y sustento de los recursos de reconsideración por parte de los interesados, se admitieron las sugerencias y observaciones sobre los recursos de reconsideración de los interesados, se publicó la Resolución OSINERG N° 183-2004-OS/CD que resuelve el recurso de reconsideración.

Las últimas publicaciones emitidas por la GART de OSINERG son: “InfOsinerg Año 6 Nº 6-7 Junio-Julio 2004”, “El Informativo Año 8 N° 2”, “Operación del Sector Eléctrico Año 5 Nº 4 Julio 2004”, “Operación del Sector Hidrocarburos Año 5 Febrero 2004”, “Tarifas y Mercado Eléctrico Año 2 N° 7” y “Reporte Estadístico del Mercado Libre de Electricidad Año 4 Nº 5 Mayo 2004”. Asimismo, está disponible en la página web www.osinerg.gob.pe el “Anuario Estadístico Año 2003 (versión preliminar)” y “Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de Electricidad al Primer Trimestre del Año 2004”.