informativo abril 2012 final · finalmente, este informativo contiene, como es habitual, los datos...

Editorial

Editorial. Prospección Tecnológica: Las Redes Eléctricas Inteligentes....Resoluciones Tarifarias.... Evolución de Tarifas de Electricidad....

Información Estadística del Sector Eléctrico.... Perdida de Energía en los Sistemas Eléctricos deDistribución.... Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al31/12/2011.... Noticias....

... 1 211 14

192427 32

Contenido

EDITA: OSINERGMIN - GART

ABRIL2012

Año 17 / Nº2

En esta edición del Informativo se presenta un artículotécnico que resume las características técnicas de lasRedes Eléctricas Inteligentes, dado que elOSINERGMIN en concordancia con el interés delgobierno ha considerado la necesidad de investigar laaplicación de dicha tecnología en el Perú. Para ello,viene impulsando un estudio de diagnóstico a fin deconocer el potencial existente para la utilización deesta tecnología en el suministro de energía eléctrica.Cabe indicar que como organismo regulador aOSINERGMIN le corresponde promover, a través de lastarifas, u otras medidas regulatorias, el uso de medios ytecnologías que permitan el desarrollo eficiente ysostenido del sector eléctrico.

Las REI se refieren a infraestructura de distribución deelectricidad centrada en el desarrollo de aplicacionespara los consumidores, incluyendo contadoresinteligentes, equipamiento doméstico inteligente,sistemas de control del consumo energético domésticoy mecanismos orientados a facilitar la respuesta de lademanda, la eficiencia energética y el ahorroenergético. El concepto de las REI abarca también losproblemas relacionados con la arquitectura y laoperación de las redes de transporte y distribución enun contexto de elevada penetración de tecnologíasrenovables y tecnologías de información ycomunicaciones.

En el artículo de la presente edición se realiza unaintroducción descriptiva de esta tecnología con lafinalidad de difundir al publico sus características,beneficios y nuevos desafíos que enfrentaran lossistemas de distribución como consecuencia de suutilización.

Finalmente, este Informativo contiene, como eshabitual, los datos relevantes de la evolución de lastarifas en barra, tarifas a usuario final y del mercadoeléctrico. Con relación al mercado eléctrico, seresumen los datos más relevantes de la producción deenergía eléctrica, ventas y facturación. Asimismo, sepresenta una visión de la situación económica yfinanciera del sector eléctrico con informaciónproveniente de los estados financieros contables alcuarto trimestre de 2011.

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

OSINERGMIN en concordancia con el interés del gobierno ha considerado la necesidad de investigar laaplicación de las Redes Eléctricas Inteligentes (REI) en el Perú; para ello viene impulsando un estudio queefectúe un diagnóstico de la situación actual del sistema eléctrico peruano, en relación con la utilización dedicha tecnología. Cabe indicar que como organismo regulador a OSINERGMIN le corresponde promover, através de las tarifas, u otras medidas regulatorias, el uso de medios y tecnologías que permitan el desarrolloeficiente y sostenido del sector eléctrico. El presente artículo resume las características generales y pretenderser una introducción a las REI.

En los últimos años el sector eléctrico en el mundo viene enfrentando nuevos desafíos impulsado por lacreciente demanda de energía, la diversificación de las fuentes de generación de energía eléctrica, lasmayores exigencias de calidad en el suministro eléctrico, la gestión óptima de los recursos tecnológicos, laatención a la demanda focalizada por los requerimientos propios de las actividades industriales y laconservación de la energía que exige reducir la huella de carbono.

El término “smart grids” también conocido como Redes Eléctricas Inteligentes (REI) se refiere ainfraestructura de distribución de electricidad centrada en el desarrollo de aplicaciones para losconsumidores, incluyendo contadores inteligentes, equipamiento doméstico inteligente, sistemas de controldel consumo energético doméstico y mecanismos orientados a facilitar la respuesta de la demanda, laeficiencia energética y el ahorro energético. El concepto de las REI abarca también los problemasrelacionados con la arquitectura y la operación de las redes de transporte y distribución en un contexto deelevada penetración de tecnologías renovables y los retos que supone establecer políticas de apoyo a estasnuevas tecnologías.

Además de los aspectos señalados, se estudia con más detenimiento el impacto que sobre las REI puede tenerel crecimiento de la generación distribuida y de los vehículos eléctricos, tanto los híbridos (combustibles yelectricidad) como los impulsados exclusivamente por baterías recargables. El desarrollo de los vehículoseléctricos es también un aspecto de la demanda de energía eléctrica que debe ser considerado por losconsumidores y la distribución espacial de los consumos y otros aspectos técnicos y regulatorios (protocolosde carga, impacto de las tarifas eléctricas, etc.)

Los factores que permitirán el desarrollo de las REI en el futuro, incluyen los siguientes aspectos: (1) vehículoseléctricos que permitan comunicaciones en dos sentidos, (2) desarrollo de tecnologías de almacenamiento deenergía en los niveles de transporte y distribución, (3) nuevos diseños de circuitos de distribución que facilitenla participación de los consumidores en los mercados y que integren de forma efectiva la generacióndistribuida intermitente, (4) productos y equipamientos comerciales basados en códigos y estándaresseguros y abiertos, (5) infraestructura de telecomunicaciones que permita asimilar la informaciónproveniente de equipos y que produzca señales que permitan operar eficientemente las redes y (6)trabajadores con capacidad y conocimiento para diseñar, construir, operar y mantener redes en las que seinserten tecnologías de información complejas y variadas.

El diseño de las redes de distribución viene considerando más características de las redes de transporte, comolos sistemas de control, protección y comunicación. El elevado número de puntos de conexión einterconexión, en comparación con las redes de transporte, obligará a innovar en el diseño, de tal manera quepuedan gestionarse de manera segura los flujos de energía. El sistema de operación de las redes tambiéndeberá evolucionar hacia sistemas dinámicos con múltiples agentes y micro transacciones integradas, quegestionen adecuadamente la información proveniente de las decisiones de participación en el mercado de losagentes.

El reto de los reguladores está relacionado con la eficiencia en las decisiones de diseño y de regulación deapoyo a tecnologías concretas, planteándose las siguientes interrogantes:

1. MOTIVACIÓN Y DEFINICIÓN

PROSPECCIÓN TECNOLÓGICA:LAS REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES

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

�

�

¿Cuáles deben ser las prioridades de inversión?¿Debe desarrollarse una infraestructura sólida antes de regular las nuevas condiciones de participaciónen los mercados?

El desarrollo de las REI abarca un amplio espectro de decisiones regulatorias, tecnológicas, de información yde incentivos. La integración en las redes de nuevas tecnologías de generación distribuida y renovable, eldesarrollo de redes seguras y la participación activa de la demanda a través de nuevo equipamiento requiereavances tecnológicos, de ingeniería y de diseño que requerirán, para materializarse de forma eficiente, unimpulso regulatorio.

La definición más aceptada de las Redes Eléctricas Inteligentes, en términos de sus funciones es ladesarrollada por Smart Grids European Technology Platform, entidad que define:

Los inductores que viene impulsando el desarrollo de las REI son:

1. Penetración de energías renovables,2. Generación Distribuida,3. Participación activa de los consumidores finales,4. Integración y accesibilidad a los mercados y5. Mejora en la seguridad de la operación de los sistemas eléctricos.

El desarrollo de las REI significa un nuevo paradigma en la industria eléctrica, al cual progresivamente elsector eléctrico irá desplazándose en la medida del desarrollo tecnológico que se tenga, los beneficios que seobtendrá del uso de esta tecnología son los siguientes:

Reducción de pérdidas de energíaMayor eficiencia, al posibilitar realizar el análisis de los patrones de consumo, identificandooportunidades para gestionar los consumos.Optimización de la infraestructura de red.Permiten ofrecer un mejor servicio al cliente, con más ventajas comerciales (nuevas tarifas, pago por uso).Eficiencia y fiabilidad en la red.Reemplazo del paradigma de ganancia en volumen por el de ganancia por venta eficiente.Creación de nuevas vías para mejorar el servicio al cliente.Oportunidad de optimizar el modelo operativo y disminuir los costos de operación y explotación.

Pago por uso, con una mayor precisión en el registro de los consumos pudiendo ser estos horarios y conposibilidad de inyectar energía a la red.Tarifas flexibles: las empresas podrán ofrecer diversas tarifas con posibilidades horarias variadas.Gestión remota del suministro de energía: Esto mejora por una parte la información del consumo tantopara la empresa como el cliente que puede tomar decisiones de ahorro, y por otra, facilita el corte yreposición del suministro. Lo primero tal vez no se perciba como un beneficio para el cliente, pero elsegundo claramente lo es, ya que si la reposición es instantánea cuando el cliente paga entonces es unbeneficio.Posibilidad de ver beneficios ambientales tangibles.Acceso a tecnologías “limpias”, tales como vehículos eléctricos y micro generación.Prestación de un servicio más confiable con posibles ahorros en la facturación.

La red que es capaz deintegrar de manera inteligente las acciones de todos los usuarios conectados a él generadores,consumidores, con la finalidad de distribuir eficientemente un suministro eléctrico que sea sustentable yeconómicamente competitivo.

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

Definición e inductores de las redes inteligentes

Para las empresas eléctricas:

Para los consumidores:

2. BENEFICIOS IDENTIFICADOS DE LAS REI


Para el Estado:

3. ADMINISTRACIÓN DE LA DEMANDA

4. MODELO CONCEPTUAL DE LAS REI

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

Opción efectiva para reducir el consumo de recursos no renovables.Seguridad y fiabilidad de la oferta energética.Optimización de inversiones en infraestructuras de generación y transporte.Mejoras ambientales.

Uno de las características más importantes de las REI es posibilitar la administración de la demanda. Esto sehalla limitado por las características actuales del sistema eléctrico que son:

El sistema eléctrico convencional está construido sobre una infraestructura que no permite un sistema deprecios y tarifas en tiempo real.La electricidad se comercializa a un valor medio que no envía una señal de precio que incentive su usoeficiente.Los costos de la electricidad tienen una variación importante durante las horas.Los medidores de energía eléctrica horarios son aún costosos.Los consumidores antes de comprar electricidad, no verifican ni negocian el precio en tiempo real.

La respuesta de la demanda dependerá del costo, funcionalidad y el grado de automatización de los procesosde suministro, siendo fundamental establecer una nueva plataforma tecnológica con las siguientescaracterísticas:

Medidores horarios con comunicación bidireccional.Comunicación en tiempo real de precios y condiciones de operación.Acceso en tiempo real a los datos de carga y análisis de las restricciones del servicio.Estrategias de reducción óptima de demanda de acuerdo al precio o contingencias del sistema eléctrico.Controladores de carga e implementación de sistemas de administración de energía en casas o edificios“eficientes o inteligentes” para facilitar la automatización del control de carga a nivel de usuario final.Equipos de generación distribuida (solar, eólica) para garantizar la seguridad del abastecimiento eléctrico.

El modelo conceptual de las redes eléctricasinteligentes promovido por el NationalInstitute of Standards and Technology (NIST)de los EEUU es un conjunto de diagramas quedefinen las bases para la caracterización, uso,comportamiento, interfaces, requerimientosy estándares de las REI. El modelo conceptualprovee el contexto para el análisis de lainteroperabilidad y los estándares necesariospara el desarrollo de la arquitectura de las REI.Asimismo, provee la hoja de trabajo paraevaluar las redes actuales y las propuestas enel concepto de las REI. El más alto nivel delmodelo referido es el que se presenta en lasiguiente figura.


El modelo conceptual define a las REI como el conjunto de sistemas que toma en cuenta flujos de potencia yflujos de información y comunicación

Los sistemas de generación se hallan conectados a diferentes puntos de la red utilizando las redes detransmisión por donde canalizan la energía que es consumida en los menores niveles de tensión.

La red de distribución tiene conexión física con la red de transporte y con los usuarios y de comunicacionescon el operador del sistema, los mercados y los consumidores, en la red se encuentra presente la generacióndistribuida y los sistemas de almacenamiento.

Sistemas de Generación

Red de Distribución

DOMINIOS DELMODELO CONCEPTUAL DE LAS REI

Los usuarios finales de la electricidad. Pueden generar, almacenar y gestionar el usode la energía. Tradicionalmente se caracteriza a tres tipos de cliente: residenciales,comercial e industriales.

Los operadores y participantes en el Mercado de electricidad.

Las organizaciones proveedoras de servicios a los clientes del servicio eléctrico y lasempresas proveedoras de electricidad.

Los gestores o administradores del despacho de energía.

Los generadores de electricidad en cantidades importantes. Pueden almacenarenergía para su posterior distribución.

Los transportadores de energía en volúmenes y en distancias extensas. Puedenalmacenar y/o generar energía.

Los distribuidores de electricidad hacia o desde los clientes. Pueden almacenar ygenerar electricidad.

ACTORES EN EL DOMINIO

Clientes

Mercados

Proveedores de Servicios

Operación

Sistemas de Generación

Transmisión

Distribución

Los Consumidores

Operador del Sistema

Los Mercados

Los consumidores tienen un rol diferenciado en el esquema de las REI respecto a la conceptualizacióntradicional, los consumidores pueden tener dispositivos de generación, tienen conocimiento online de losprecios y disponen de dispositivos inteligentes o automatizados para la gestión del consumo. Pueden serconsumidores individuales, comerciales o industriales. El uso de vehículo eléctrico es considerado como unelemento de demanda en las redes. Los consumidores pueden realizar importantes inyecciones de energía ala red y en tal caso su relación con el operador del sistema y el comportamiento del mercado puede ser importante.

Tiene como función garantizar el adecuado funcionamiento de la red. Puede realizar modificaciones en elprograma de despacho económico de carga y ajustarlo las restricciones técnicas. Tiene funciones deplanificación de la operación, evaluación de las contingencias, restauración del servicio, así mismo puederealizar la planificación de la expansión.

Los mercados que pueden ser competitivos u organizados bajo un despacho centralizado con un conjunto decentrales distribuidas en un ambiente geográfico, registran consumos de energía que deben ser comunicadosa los diferentes actores del sistema eléctrico en particular a los generadores y operadores del sistema.



Proveedores de Servicios

5. TECNOLOGÍAS UTILIZADAS EN LAS REI

Corresponde al comercializador del servicio, su comunicación con el mercado es relevante pues debe definircon los consumidores las cantidades de energía a comercializar, debiendo enviar señales económicas a losconsumidores para una mejor toma de decisiones.

La evolución de las redes eléctricas desde la perspectiva de la demanda ha venido impulsando importantesavances en la automatización de las redes eléctricas, las comunicaciones y la gestión de la información tienenun rol muy importante. Esta convergencia entre las tecnologías de comunicaciones e información con lossistemas eléctricos de potencia viene dando origen a diferentes aplicaciones: el establecimiento deestándares y tecnologías integradoras que vienen configurando redes eléctricas inteligentes.

Una de las formas de visualizar las características y tecnologías empleadas en las REI es utilizando la pirámide.En la base de esta pirámide se hallan los activos de las empresas sobre los que se configuran unainfraestructura de tecnologías de información, comunicaciones y potencia dando origen a aplicacionescomo son los medidores inteligentes, automatización y gestión de la distribución y subestaciones. Aquípodemos visualizar responsabilidades de las empresas y de los clientes finales, estos últimos con laorientación a gestionar la demanda.

Tecnología deComunicaciones

Detección y medición

Eficiencia y flabilidad

Seguridad de la

Infraestructura

Interoperabilidad

Alm

acenamiento

de energía

Respuesta bajoD

emanda

Sistemas Eléctricos

de Potencia

Agentes inteligentesMedios de transporteEléctricos

Integración de lasenergía renovables

RedesInteligentes

Adaptado de IEEE power & energy magazine, Hassan Farhangi, enero 2010.

Tecnologías de la Información


La evolución de las redes de distribución ha estado marcada por el desarrollo de los equipos de medición. Sedesarrollo la tecnología AMR (Automated Meter Reading) que permitía leer los consumos de los clientes y secaracterizaba por comunicaciones en una dirección. Luego se desarrolló la tecnología AMI (AdvancedMetering Infraestructura, ó Infraestructura de Medición Avanzada) la cual en la actualidad proporcionacomunicación bidireccional con el medidor; incluso, permite que se modifiquen los parámetros de servicio.Esta última tecnología permite gestionar la demanda. El siguiente nivel lógico es el correspondiente a lagestión integral del suministro con aplicaciones “inteligentes” desplegadas sobre la red en su conjunto. Elgráfico siguiente nos muestra el progreso hacia las redes eléctricas inteligentes.

APLICACIONESFUNDAMENTALES

TECNOLOGÍABASE

RED

ESIN

TELIGEN

TES

Aplicacionesdisponibles

Futuro

RESP

UEST

A

BAJO

DEM

ANDA

MICROREDES

EFICIENCIA

OPERATIVA

REDE

SDO

MIC

ILIAR

IAS

VEH

ÍCU

LOS

ELÉC

TRIC

OS

ALMA

CENA

MIEN

TODE

ENER

GÍA

GEN

ERACIÓN

DISTRIBU

IDA

OPTIM

IZACIÓN

DE VOLT-VAR

MED

IDO

RES

INTE

LIG

ENTE

S

SISTEMA DEGESTIÓN DE

INFORMACIÓNDE MEDIDORES

AUTOMATIZACIÓNDE GESTION DE

LA DISTRIBUCIÓN

AUTOMATIZACIÓNDE

SUBESTACIONES

INFRAESTRUCTURA DE TI(ENTERPRISE SERVICE BUS,

SISTEMA DE INFORMACIÓNGEOGRÁFICA, CRM)

INFRAESTRUCTURA DETELECOMUNICACIONES(WIDE AREA NETWORK,LOCAL AREA NETWORK)

TOPOLOGÍA DECIRCUITOS

(ALIMENTADOR/DISEÑODE SUBESTACIONES)

GESTIÓN DE ACTIVOS

SISTEMA DEGESTIÓN

DE LADISTRIBUCIÓN

APLICACIONESDE LAS

DISTRIBUCIONES

APLICACIONES DECLIENTE FINAL


Tecnologías

Gestión de Redes

AplicacionesInteligentes

AgentesInteligentes

Comunicaciónbidireccional

SensoresInteligentes

Tecnología

Comunicaciónen un sentido

Electrodomésticos inteligentes

Portales de clientesDistribuidos/cogeneración

Control de emisionesAdministración de la carga

Preventivo/Auto RestauraciónAutomatización de Subestaciones

Automatización de la Distribución

Sistema de Información al ClienteGestión de Activos

Detección y Restauración de interrupcionesRespuesta a la demanda

Facturación automatizada AMR

AMI

SmartGrid

Capacidades



Las REI son un conjunto de tecnologías, conceptos y topologías desarrolladas dentro de las etapas básicas dela industria eléctrica. Una breve descripción de las nuevas tecnologías vinculadas a la información ycomunicaciones son descritas a continuación.

Las TIC en el concepto de las REI permitirán un gran número de nuevas aplicaciones, tanto para elconsumidor como para las empresas distribuidoras. Dentro de estas tecnologías, las principales se refieren acomunicaciones integradas, interfaces mejoradas y tecnologías de detección, medición y diagnóstico.Los objetivos de estas tecnologías son:

Robustecer y automatizar la red, mejorando su operación, los índices de calidad y las pérdidas en lamisma;Informar al consumidor en tiempo real sobre el uso y el costo de la energía eléctrica;Optimizar la conexión de las fuentes de energía renovable.Desarrollar arquitecturas de generación descentralizadas, permitiendo el funcionamiento deinstalaciones de menor tamaño en armonía con el sistema;Mejorar la integración de la generación intermitente y de nuevas tecnologías de almacenamiento deenergía;Gestionar activamente la demanda, permitiendo que los consumidores hagan uso eficiente de susconsumos;Posibilitar la introducción y uso del vehículo eléctrico, acomodando estas nuevas cargas móviles ydispersas a la red, habilitando las funcionalidades de almacenamiento de energía que poseen.

Los sistemas de telegestión están preparados para incorporar datos de medida de otras empresas de serviciospúblicos que suministran agua y gas. El acceso de estas medidas al sistema de telegestión puede hacersetanto a nivel del contador (comunicación serie o por entrada de impulsos) como a través del concentrador víacomunicación serie.

El medidor o contador es el elemento principal del concepto AMI (Infraestructura de Medición Avanzada) yaque es la interfaz entre el cliente y el sistema de tele gestión. Aparte de la precisión, fiabilidad y robustez quetradicionalmente se han requerido de estos equipos, es preciso dotarles de una comunicación fiable hacia losconcentradores y hacia el usuario. Se utiliza la tecnología PLC (Power Line Carrier o Power LineCommunication) a través de la red de BT utilizando estándares abiertos, de dominio público e interoperables,entre los que se encuentra por ejemplo la PRIME (PoweRline Intelligent Metering Evolution). Esta tecnologíagarantiza una total interoperabilidad entre los equipos de los fabricantes que lo soportan.La información sobre el consumo permite conocer como se utiliza la energía dentro del hogar o negocio,cuánto cuesta y cuál es el impacto ambiental que esto representa.

Se encarga de mantener la tensión y la frecuencia dentro de sus límites, así como el control operacional y eldespacho dentro de la Microred. Así mismo los dispositivos de seccionamiento se encargan de proveer altavelocidad de separación entre la micro red y la red principal. Dependiendo de la tensión, la velocidad deseaday la corriente de falla, este dispositivo puede ser desde un interruptor termo magnético, hasta un interruptorestático de alta velocidad.

Grupo de fuentes de energía que se pueden conectar a la red principal, pero que pueden funcionar de formaautónoma. Ejemplo: fuentes renovables, como solar y eólica, micro turbinas, celdas de combustible,esquemas de cogeneración y tecnologías de almacenamiento.

�

�

�

�

�

�

�

a) Tecnologías de Información y Comunicaciones (TIC)

b) Aplicaciones Multi-utility

c) Medidor Inteligentes

d) Control y manejo de la Micro red

e) Recursos distribuidos (generación y almacenamiento)


6. ASPECTOS REGULATORIOS

Referencias Bibliográficas

http://www.nist.bov/smartgrid/index.cfm.

El desarrollo de las REI debe estar impulsado por los beneficios que se obtienen de su implantación tanto paralos consumidores como para las empresas y deben ser apoyadas desde la política energética del gobierno. Elreto más importante de los organismos reguladores será establecer marcos normativos que fomenten lainnovación y que garanticen una estructura financiera estable en la que operen las empresas de redes.Dentro de los aspectos regulatorios para las REI el Grupo Europeo de Reguladores de Electricidad y Gas(ERGEG) ha desarrollado un conjunto de prioridades y recomendaciones en los temas regulatoriosvinculados al desarrollo de las REI, las que se resumen a continuación.

Las prioridades de los reguladores de acuerdo a ERGEG:

a) Un mayor énfasis del marco regulatorio en los servicios ofrecidos por las empresas de redes y enindicadores que reflejen los beneficios para los consumidores,

b) Una mayor cooperación entre todos los agentes interesados para superar las barreras al desarrollo delas redes inteligentes (p. ej., estandarización de procedimientos, interoperabilidad de redes,incertidumbre, definición de los esquemas de promoción de las energías renovables, falta de definiciónde las funcionalidades de las redes inteligentes, etc.)

c) Fomentar la innovación, protegiendo los intereses de los consumidores a través de una identificaciónadecuada de los costos y beneficios de los proyectos piloto de infraestructuras inteligentes que vayanimplemetándose.

Recomendaciones del Grupo Europeo de Reguladores de Electricidad y Gas (ERGEG) para facilitar eldesarrollo de las REI:

1) Garantizar un marco regulatorio estable en el largo plazo que ofrezca una rentabilidad adecuada a lasinversiones eficientes en términos de costos.

2) Desligar los beneficios de las empresas de redes del volumen de energía circulado a través deindicadores de resultados y de regulación basada en incentivos.

3) Regulación basada en los servicios ofrecidos y en indicadores de los beneficios para los consumidores.4) Aumentar el conocimiento de los consumidores finales sobre este tipo de infraestructuras.5) Incentivar las inversiones en redes inteligentes si es eficiente y evaluar los proyectos piloto a través del

análisis de los costos y beneficios para la sociedad en conjunto.6) Facilitar la difusión de información y conocimientos resultantes de proyectos financiados con capital

público y fomentar la cooperación y la discusión entre los agentes interesados.7) Diferenciar claramente entre actividades reguladas y otras actividades que podrían realizarse en un

contexto de competencia en el mercado (por ejemplo, agregación de recursos energéticos, recarga debaterías de vehículos eléctricos, etc.).

Los reguladores deberán resolver cuanto antes los vacios existentes en la regulación y articular marcosnormativos que ofrezcan estabilidad en el largo plazo para fomentar la innovación necesaria para responderadecuadamente a los retos tecnológicos que supone la utilización de energías renovables y la mayorparticipación de la demanda en los mercados.

1. The Smart Grids – Clarck Gellings, CRC Press 2009.2. The Path of the Smart Grid, Hassan Farhangi, IEEE Power & energy Magazine, 2010.3. A National Vision, Jinho Kim, , IEEE Power & energy Magazine, 2011.4. Get Smart, Joseph Lui, , IEEE Power & energy Magazine,2010.5. Making Microgrids Work, Benjamin Kroposki, , IEEE Power & energy Magazine,2008.6. Modelo conceptual de las Redes Eléctricas Inteligentes, http://smartgrid.ieee.org/ieee-smart-grid/

smart-grid-conceptual-model,


049 091-2012 04.05 06.05

048 083-2012 26.04 28.04

047 082-2012 26.04 28.04

046 081-2012 26.04 28.04

045 080-2012 26.04 28.04

044 079-2012 26.04 28.04

043 077-2012 26.04 28.04

042 078-2012 26.04 27.04

041 076-2012 26.04 27.04

040 075-2012 26.04 27.04

039 074-2012 26.04 27.04

038 073-2012 26.04 27.04

037 065-2012 04.04 11.04

036 064-2012 04.04 11.04

035 063-2012 04.04 11.04

034 055-2012 22.03 24.03

033 054-2012 22.03 24.03

Aprueban los factores FA1, FA2 y FAT, de aplicación en el reajuste dela Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de laConcesión de Lima y Callao.

Modifican el "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única deDistribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión deLima y Callao" aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 011-2012-OS/CD.

Aprueban el "Procedimiento para la publicación de la Banda dePrecios de los Combustibles Derivados del Petróleo".

Establecen el valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA),aplicable a la tarifa de Red Principal de Transporte para el periodomayo 2012 – abril 2013.

Aprueban la Norma "Procedimientos para Fijación de PreciosRegulados".

Aprueban el valor de Peaje Unitario por Compensación que deberáadicionarse a los Peajes correspondientes a los SST y SCT asignados ala demanda de usuarios comprendidos en las Áreas de Demanda 6 y 7a que se refiere la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD.

Modifican la lista de Generadores Relevantes de la ResoluciónOSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD y modificatoria.

Aprueban Precios a Nivel Generación y Programa de Transferencias,correspondiente al periodo mayo 2012 – julio 2012.

Fijan el Factor de Recargo del FOSE y el Programa de TransferenciasTrimestral, correspondiente al periodo mayo 2012 – julio 2012.

Fijan Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta(FBP) correspondiente al periodo mayo 2012 – abril 2013.

Fijan Factor de Ponderación del Valor Agregado de Distribución(VAD) correspondiente al periodo mayo 2012 – abril 2013.

Fijan Factor de Ponderación del Precio de la Energíacorrespondiente al periodo mayo 2012 – abril 2013.

Disponen publicación del Proyecto de Resolución que aprueba elPlan de Inversiones en Transmisión para el periodo mayo 2013 – abril2017.

Modifican "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única deDistribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión deLima y Callao".

Incorporan Disposición Transitoria al "Procedimiento de Reajuste dela Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de laConcesión de Lima y Callao".

Disponen la publicación en la página web de OSINERGMIN de laresolución que aprueba el "Procedimiento para la publicación de laBanda de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo" y suexposición de motivos.

Disponen la publicación del proyecto de resolución que aprueba elPeaje Unitario por Compensación a ser adicionado el Peaje delSistema Secundario de Transmisión y Sistema Complementario deTransmisión para el periodo mayo 2012 – abril 2013.

Resoluciones TarifariasRESOLUCIONES DEL CONSEJO DIRECTIVO RELACIONADAS CON LA GERENCIA

ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

Año 2012

NúmeroOficial

Fecha deExpedición

Fecha dePublicación

Asunto o Materia Regulada2012N°


032 053-2012 22.03 01.04

031 052-2012 22.03 24.03

030 051-2012 22.03 24.03

029 050-2012 22.03 25.03

028 049-2012 22.03 25.03

027 048-2012 22.03 25.03

026 042-2012 05.03 07.03

025 040-2012 05.03 07.03

024 039-2012 05.03 07.03

023 038-2012 05.03 07.03

022 037-2012 05.03 07.03

021 036-2012 05.03 07.03

020 028-2012 23.02 25.02

019 027-2012 23.02 27.02

018 026-2012 23.02 25.02

017 025-2012 23.02 25.02

016 024-2012 23.02 26.02

Fijan Tarifas de la Red Principal (TRP) de Camisea.

Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto porHidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. contra la Resolución OSINERGMINN° 015-2012-OS/CD.

Declaran improcedente el recurso de reconsideración interpuestopor Maja Energía S.A.C. contra la Resolución OSINERGMIN N° 015-2012-OS/CD.

Modifican la "Actualización de la Base de Datos de MódulosEstándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos2011.

Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentesextremos del recurso de reconsideración interpuesto por Luz del SurS.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD.

Declaran fundados, fundados en parte, infundados e improcedentesextremos del recurso de reconsideración interpuesto por EdelnorS.A.A. contra la Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD.

Disponen la publicación del proyecto de Resolución que aprueba lamodificación del "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única deDistribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión deLima y Callao" aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 011-2012-OS/CD.

Disponen la publicación del proyecto de Resolución que modifica laResolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, relacionado a losGeneradores Relevantes.

Disponen la publicación del proyecto de Resolución que modifica lasTarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión y los SistemasComplementarios de Transmisión, para el periodo mayo 2012 – abril2013 como resultado de la LiquidaciónAnual de Ingresos.

Disponen la publicación del proyecto de Resolución que modifica lastarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión de las empresasRed Eléctrica del Sur S.A. e Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.,para el periodo mayo 2012 – abril 2013.

Disponen la publicación del proyecto de Resolución que fija losPrecios en Barra aplicables al período comprendido entre el 1 demayo de 2012 y el 30 de abril de 2013.

Declaran improcedente el recurso de reconsideración interpuestopor la empresa Gas Natural de Lima y Callao S.A. - Cálidda contra elProcedimiento aprobado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 011-2012-OS/CD, desestiman solicitud de corrección y modifican elArtículo 1 y el literal g) delArtículo 4.2.5 del citado Procedimiento.

Disponen la publicación en la página web de OSINERGMIN delproyecto de resolución que aprueba la norma "Procedimiento paraFijación de Precios Regulados".

Disponen la publicación del Proyecto de resolución que fija lasTarifas de Red Principal de Gas Natural, aplicables al periodo mayo2012 – abril 2014.

Aprueban la norma "Formularios, Plazos y Medios para el suministrode la Información de Usuarios Libres Requerida por OSINERGMIN".

Aprueban el Procedimiento Técnico COES PR-25 "Factores deIndisponibilidades de las Unidades de Generación".

Modifican la nueva Base de Datos de los Módulos Estándares deInversión para Sistemas de Transmisión y la "Actualización de la Basede Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas deTransmisión con Costos 2011".

Corregida mediante Fede Erratas publicada

el 09.03.2012

NúmeroOficial

Fecha deExpedición


Asunto o Materia Regulada2012N°


el 02.03.2012


NúmeroOficial

Fecha deExpedición


Asunto o Materia Regulada

015 023-2012 23.02 26.02

014 022-2012 23.02 26.02

013 018-2012 26.01 29.01

012 017-2012 26.01 28.01

011 016-2012 26.01 28.01

010 015-2012 26.01 29.01

009 014-2012 26.01 29.01

008 013-2012 26.01 29.01

007 011-2012 12.01 18.01

006 010-2012 12.01 15.01

005 004-2012 12.01 15.01

004 003-2012 12.01 15.01

003 008-2012 12.01 14.01

002 002-2012 12.01 14.01

001 001-2012 12.01 14.01

Declaran fundado, fundado en parte e infundados extremos delrecurso de reconsideración presentado por Luz del Sur S.A.A. contrala Resolución OSINERGMIN N° 226-2011-OS/CD.

Declaran fundado, fundado en parte e infundados extremos delrecurso de reconsideración presentado por Edelnor S.A.A. contra laResolución OSINERGMIN N° 226-2011-OS/CD.

Disponen publicación del proyecto de resolución que aprueba lanorma "Procedimiento para las Licitaciones de Corto Plazo deSuministro en el Mercado de la Ley N° 22832", el proyectonormativo, su exposición de motivos e informes, en la página web deOSINERGMIN.

Disponen publicación del Informe Técnico N° 001-2012-GART"Procedimiento de Regulación de Importes Máximos de Corte yReconeción del Servicio Público de Electricidad para el periodoseptiembre 2011 – agosto 2015".

Aprueban Factor de Recargo del Fondo de Compensación SocialEléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del serviciopúblico de electricidad de los sistemas interconectados, así como elPrograma Trimestral de Transferencias Externas correspondientes alperiodo febrero – abril 2012.

Aprueban factores de actualización "p" y "FA" para determinar cargosunitarios y para determinar el Peaje Unitario por Compensación.

Aprueban el Precio Nivel Generación en Subestaciones Base para ladeterminación de las tarifa máximas a los Usuarios Regulados delSistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Aprueban la "Actualización de la base de datos de los módulosestándares de inversión para sistemas de transmisión con costos2011".

Aprueban "Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única deDistribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión deLima y Callao".

Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el proyecto deresolución que aprueba el Procedimiento Técnico COES PR-11"Reconocimiento de Costos por Regulación de Tensión en Barras delSEIN" y la modificación de los Procedimientos Técnicos PR-07, PR-10,PR-32 y del "Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizadas en losProcedimientos Técnicos del COES-SINAC".

Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el proyecto deresolución que aprueba la Norma "Formularios, Plazos y Medios parael suministro de la información de Usuarios Libres requerida porOSINERGMIN.

Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el proyecto deresolución que aprueba el Procedimiento Técnico COES "Operacióndel SEIN en Situación Excepcional".

Establecen precisiones para la aplicación de losArtículos 13º y 15º dela Resolución OSINERGMIN Nº 067-2011-OS/CD.

Disponen publicar en la página web de OSINERGMIN el InformeTécnico Nº 454-2011-GART, denominado "Procedimiento deDeterminación de los Costos de Conexión a la Red de DistribuciónEléctrica para el periodo 2011-2015".

Aprueban Bases Ajustadas para la Segunda Convocatoria aLicitación de Suministro de Energía Eléctrica para las EmpresasConcesionarias de Distribución Luz del Sur S.A.A., Edelnor S.A.A. yEdecañete S.A., de la Licitación LDS-01-2011-LP-II.


el 02.02.2012

2012N°


Tarifas en Barra Evolución de las Tarifas de Electricidad

Evolución de las Tarifasde Electricidad

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

Evolución del Precio MedioBarra Cusco 138 kV

ctv.

US

$/kW

.h

Evolución del Precio MedioBarra Lima 220 kV

ctv.

US

$/kW

.h

Evolución del Precio MedioBarra Arequipa 138 kV

ctv.

US

$/kW

.h

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

abr-

00

jul-00

oct

-00

ene-

01

abr-

01

jul-01

oct

-01

ene-

02

abr-

02

jul-02

oct

-02

ene-

03

abr-

03

jul-03

oct

-03

ene-

04

abr-

04

jul-

04o

ct-0

4ene-

05

abr-

05

jul-

05o

ct-0

5ene-

06

abr-

06

jul-

06o

ct-0

6ene-

07

abr-

07

jul-07

oct

-07

ene-

08

abr-

08

jul-08

oct

-08

ene-

09

abr-

09

jul-09

oct

-09

ene-

10

abr-

10

jul-10

oct

-10

ene-

11

abr-

11ju

l-11

oct

-11

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

abr-

00

jul-00

oct

-00

en

e-01

abr-

01

jul-01

oct

-01

ene-

02

abr-

02

jul-02

oct

-02

ene-

03

abr-

03

jul-03

oct

-03

ene-

04

abr-

04

jul-04

oct

-04

ene-

05

abr-

05

jul-05

oct

-05

en

e-06

abr-

06

jul-06

oct

-06

ene-

07

abr-

07

jul-07

oct

-07

ene-

08

abr-

08

jul-08

oct

-08

ene-

09

abr-

09

jul-09

oct

-09

ene-

10

abr-

10

jul-10

oct

-10

en

e-1

1abr-

11

jul-11

oct

-11

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7.0

abr-

00

jul-00

oct

-00

ene-

01

abr-

01

jul-01

oct

-01

ene-

02

abr-

02

jul-02

oct

-02

ene-

03

abr-

03

jul-03

oct

-03

ene-

04

abr-

04

jul-

04o

ct-0

4ene-

05

abr-

05

jul-

05o

ct-0

5ene-

06

abr-

06

jul-06

oct

-06

ene-

07

abr-

07

jul-07

oct

-07

ene-

08

abr-

08

jul-

08o

ct-0

8ene-

09

abr-

09

jul-

09o

ct-0

9ene-

10

abr-

10

jul-10

oct

-10

ene-

11

abr-

11ju

l-11

oct

-11

Potencia

Energía

Total

Potencia

Energía

Total

ene

-12

abr-

12

ene-1

2abr-

12

Potencia

Energía

Total

ene-1

2abr-

12


Tarifas Residenciales e InflaciónLa variación anual de las tarifas eléctricas residenciales en Lima durante el periodo 1997 –Octubre 2011, así como la variación del diesel 2, residual 6, inflación y devaluación se muestraa continuación:

Tarifas Aplicables a los Clientes FinalesEn el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes conconsumos promedios mensual de 30kW.h, 65kW.h y 125kW.h.

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

Variación (%)

(*) Tarifas de electricidad de abril 2011 e indicadores al 31.03.2012

Fuente: SBS, BCRP, Petroperú, OSINERGMIN

Elaboración: GART

Evolución del Precio Medio Residencial - Lima

0

2

4

6

8

10

12

14

16

mar

-00

ago-

00

ene-

01

jun-

01

nov-

01

abr-

02

sep-

02

feb-

03

jul-0

3

dic-

03

may

-04

oct-0

4

mar

-05

ago-

05

ene-

06

jun-

06

nov-

06

abr-

07

sep-

07

feb-

08

jul-0

8

dic-

08

may

-09

oct-0

9

mar

-10

ago-

10

ene-

11

jun-

11

nov-

11

abr-

12

30 kW.h

65 kW.h

125 kW.h

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2005-2012*

Tarifa Industrial MT2 -1.8% 0.5% 25.2% 3.7% -5.3% 10.9% -5.9% 17.0% -4.2% -11.1% -0.5% 7.2% -1.5% 1.3% 7.7% 6.8% 8.71%

Tarifa Comercial BT2 -3.9% 2.6% 17.1% 2.5% -2.6% 8.4% -5.1% 12.8% -3.1% -6.9% -0.2% 6.9% -1.0% 0.7% 5.1% 5.0% 9.36%

Residencial BT5B (125 kW.h) -6.7% 2.1% 16.9% 2.1% -5.0% 8.4% -5.0% 12.7% -1.9% -7.3% -0.2% 6.6% -3.6% 0.9% 5.2% 5.0% 6.09%

Diesel 2 -6.7% -26.0% 104.1% 35.1% -44.0% 51.8% 15.0% 42.2% 24.3% -6.9% 7.2% -7.6% -15.5% 63.2% 29.2% 1.5% 66.63%

Residual 6 2.4% -32.3% 135.2% 6.3% -20.9% 50.0% 0.8% 15.6% 22.7% -1.6% 21.8% -33.6% 8.4% 59.1% 29.6% 12.3% 99.86%

Inflación 6.5% 6.0% 3.7% 3.7% -0.1% 1.5% 2.5% 3.5% 1.5% 1.1% 3.9% 6.7% 0.2% 2.1% 4.5% 1.5% 21.66%

Devaluación 4.6% 16.0% 11.1% 0.6% -2.4% 1.9% -0.8% -5.0% 3.8% -6.1% -7.0% 4.8% -8.0% -2.8% -4.7% -1.2% -22.87%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%


2009 2010 2011

Regulado Libre

GW

.h

36 000

33 000

30 000

27 000

24 000

21 000

18 000

15 000

12 000

9 000

0

INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

Mercado Eléctrico

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO

ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA

Evolución de las Ventas de EnergíaLas ventas a usuarios finales, realizadas en el cuarto trimestre de 2011 por las empresas deservicio público de electricidad, fue de 31 792 GW.h. La variación de dichas ventas respecto alo acontecido en similar periodo de los años 2009 y 2010 fue de 17,0% y 7,5% para cadaperiodo respectivamente.

Las ventas en muy alta tensión, altatensión, media tensión y baja tensiónrepresentan el 26%, 6%, 32% y 35%respectivamente.

Las ventas de energía del mercado libre enel cuarto trimestre de 2011 representan el44% de la venta total. La participación delas ventas de energía del mercado libre en elcuarto trimestre de los años 2009 y 2010fue de 44% respectivamente.

La información que se presenta a continuación resume los resultados de lainformación operativa al cuarto trimestre del año 2011 en las empresasconcesionarias de electricidad.

56% 56% 56%44%44%44%

2011

2010

2009

REGULADO

LIBRE

Muy AltaTensión

26%

Alta Tensión6%Media

Tensión32%

Baja Tensión35%

Ventas - IV Trimestre(GW.h)

Mercado

ReguladoLibre

Total

2009

15 204

11 958

27 162

2010 2011

16 431

13 136

29 567

17 888

13 904

31 792

En esta sección “Información Estadística”, la suma de los porcentajes y/o subtotales puede no coincidir con el total debidoal redondeo de las cifras.


Las ventas de energía en los sectoresindustrial, residencial, comercial yalumbrado público representaron el 54%,24%, 20% y 2%, respectivamente.

Industrial54%

Alumbrado2%

Residencial24%

Comercial20%

Evolución de la Facturación por Ventas de Energía

En el cuarto trimestre del 2011, la facturación nominal por venta de energía eléctrica ausuarios finales (2 853 millones US$) aumentó en 26,8% y 15,2% respecto a lo alcanzado enel cuarto trimestre de los años 2009 y 2010 respectivamente.

ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA

La facturación del mercado libre en el cuartotrimestre de 2011 representa el 30% de lafacturación total. La participación de lafacturación del mercado libre en el cuartotrimestre de los años 2009 y 2010 fue de31% respectivamente.

31%30%

2011

2010 R

LIBRE

Muy AltaTensión

18%

Alta Tensión4%

MediaTensión

27%

Baja Tensión51%

La facturación por ventas de energía enmuy alta tensión, alta tensión, mediatensión y baja tensión representaron el18%, 4%, 27% y 51%, respectivamente.

Facturación - IV Trimestre(Millones de US )$

Mercado 2009 2010 2011

ReguladoLibre

Total

1 553

697

2 250

1 718

758

2 476

1 983

870

2 853

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

02009 2010 2011

Regulado Libre

Mil

lon

es

de

US

$

69%69%

70%

31%

2009 EGULADO

INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

Asimismo, de acuerdo a los diversos tipos deconsumo la facturación representa en elsector residencial el 34%, en el sectorindustrial el 41%, en el sector comercial el21% y por el servicio de alumbrado públicoel 3% del total respectivamente.

Alumbrado3%

Comercial21%

Residencial34%

Industrial41%

Número de Clientes

El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros, es así queen diciembre de 2011 se han atendido 330 877 nuevos suministros más que en diciembre de2010 y 608 229 nuevos suministros más que en diciembre de 2009.

Alumbrado0,2%

Comercial7%

Industrial0,4% Residencial

93% En diciembre del año 2011, el 93% desuministros en el país corresponde aclientes de tipo residencial y el 7% restantea no residenciales (alumbrado público,industrial y comercial).

El sector residencial por su parte, estáconformado principalmente por clientesque consumen de 0 a 30 kW.h (30%) yaquellos que consumen de 31 a 100 kW.h(30%), los clientes con otros rangos deconsumo representan el 4%.

0 - 30 kW.h30%

301 - 500 kW.h6%

Otros4%

31 - 100 kW.h30%

151 - 300 kW.h16%

101 - 150 kW.h13%

2009 2010 2011

6 000 000

5 000 000

4 000 000

3 000 000

2 000 000

1 000 000

0

Clie

ntes

Número de Clientes

Año Clientes Variación AnualVariación %

4 888 294

5 165 646

5 496 523

Diciembre 2009

Diciembre 2010

Diciembre 2011

-

277 352

330 877

-

5,7%

6,4%

ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES

4 8

88

29

4

5 1

65

64

6

5 4

96

52

3


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

ESTADÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDADEN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

De acuerdo a la información mensualremitida por el COES-SINAC, laproducción de energía eléctrica alprimer trimestre del año 2011 fue 9166 GW.h, valor que representa unaumento de 6,53% con relación a laproducción reportada para el mismoperiodo del año anterior (8 604GW.h).

Respecto a la producción de energía reportada al primer trimestre del año 2011, se han registradovariaciones de 1,66% y 15,73% en la producción hidroeléctrica y térmica respectivamente.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN - GW.h

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL

ElectroperúEdegelEgenorEepsaSN PowerTermoselvaShougesaEgemsaEgasaEnersurEgesurSan GabánS. Minera CoronaE. Santa CruzS. de FibrasKallpaChinangoGepsaCelepsaAIPSAMAJASINERSAE. Santa RosaAguas y EnergíaPETRAMAS

TOTAL

1 614.01 009,4

670,3

488,9

179,7258,5282,925,4

211,640,223,7

373,42,9

422,3

5,211,00,30,0

5 619

40,8993,226,7

159,9

99,43,0

32,2775,1

7,90,1

43,3782,4

20,1

0,02 984

1 654,82 002,6

696,9160,0488,999,43,0

179,7290,8

1,058,033,2

211,740,223,743,3

782,4373,4

2,9422,320,15,2

11,00,30,00,0

8 604

1 677,1967,7671,1

512,8

179,6244,9285,526,1

227,640,023,8

376,814,1

418,2

5,314,61,7

25,3

5 712

0,9956,5148,2108,1

114,610,2

90,9988,829,40,5

59,1913,7

22,4

10,23 453

1 678,01 924,2

819,3108,1512,8114,610,2

179,6335,9

1 274,355,5

228,140,023,859,1

913,7376,814,1

418,222,45,3

14,61,7

25,310,2

9 166

2012EMPRESAS

2011

1,678

1,274

819

513

914

115

180

336

228

377

108

59

40

10

55

24

14

418

22

5

15

2 003 1 924

1 655 1 678

1 058 1 274

697

819180

180489

513

782

91499

115291

336212

228373

377160

108422

418

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2011 2012

GW

.h

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEINComparación I Trimestre

MAJA

Edegel

AIPSACelepsaE. Santa CruzS. Minera CoronaS. de FibrasEepsaChinangoSan GabanEgasaGepsaTermoselvaKallpaSN PowerEgemsaEgesurEgenorShougesaEnersurElectroperú


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

En términos de participación por tipo de fuente se observa que, en el total de la energía producida alprimer trimestre del año 2012, la producción de energía proveniente de centrales hidroeléctricas haregistrado un decremento 3% comparado con el primer trimestre del año 2011.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE - SEIN

Participación I Trimestre

HIDROELÉCTRICA

TERMOELÉCTRICA

35%

38%

65%

2012

201162%

INCREMENTO / DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEINI Trimestre 2012 Vs I Trimestre 2011

Electroperú 3,9% -97,8% 1,4%

Edegel -4,1% -3,7% -3,9%

Egenor 0,1% 455,5% 17,6%

Eepsa - -32,4% -32,4%

SN Power 4,9% - 4,9%

Termoselva - 15,4% 15,4%

Shougesa - 235,1% 234,9%

Egemsa 0,0% - 0,0%

Egasa -5,2% 182,0% 15,5%

Enersur 0,9% 27,6% 20,4%

Egesur 3,0% 273,7% 67,0%

San Gabán 7,6% 343,3% 7,8%

S. Minera Corona -0,4% - -0,4%

E. Santa Cruz 0,7% - 0,7%

S. de Fibras - 36,5% 36,5%

Kallpa - 16,8% 16,8%

Chinango 0,9% - 0,9%

Gepsa 381,5% - 381,9%

Celepsa -1,0% - -1,0%

AIPSA - 11,4% 11,4%

MAJA 1,7% 1,7%

SINERSA 32,3% 32,3%

E. Santa Rosa

Aguas y Energia

PETRAMAS

TOTAL 1,66% 15,73% 6,53%


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

ESTADÍSTICA DE LA CAPACIDAD EFECTIVA EN EL SISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO NACIONAL (SEIN)

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN - MW

HIDROELÉCTRICA HIDROELÉCTRICATERMOELÉCTRICA TERMOELÉCTRICATOTAL TOTAL

2011 2012EMPRESA

Edegel

Chinango

Electroperú

Egenor

Enersur

Egasa

SN Power

Termoselva

San Gabán

Eepsa

Egemsa

Shougesa

Egesur

S. Minera Corona

Kallpa

E. Santa Cruz

S. de Fibras

GEPSA

CELEPSA

AIPSA

MAJA

SINERSA

E. Santa Rosa

Aguas y Energía

Petramas

TOTAL

552,7

193,5

886,0

374,3

136,8

175,8

268,6

0,0

113,1

0,0

88,8

0,0

34,9

19,6

0,0

13,7

0,0

9,6

217,4

0,0

3,5

10,0

1,8

3 100,0

922,1

0,0

103,0

265,2

875,8

142,1

0,0

175,4

7,8

130,9

0,0

63,0

22,9

0,0

565,8

0,0

29,4

0,0

0,0

20,0

0,0

0,0

0,0

3 323,3

1 474,8

193,5

989,0

639,5

1 012,6

317,9

268,6

175,4

120,9

130,9

88,8

63,0

57,8

19,6

565,8

13,7

29,4

9,6

217,4

20,0

3,5

10,0

1,8

6 423,3

552.7

193.5

886,0

374,3

136,8

175,8

271,1

0,0

113,1

0,0

88,8

0,0

34,9

19,6

0,0

24,4

0,0

10,0

217,4

0,0

3,5

10,0

1,8

12,6

0,0

3 126,2

921,6

0,0

16,3

260,4

874,6

142,7

0,0

175,4

7,8

115,9

0,0

63,0

23,0

0,0

581,2

0,0

29,4

0,0

0,0

20,0

0,0

0,0

0,0

0,0

3,2

3 234,5

1 474,2

193,5

902,4

634,7

1 011,3

318,5

271,1

175,4

120,9

115,9

88,8

63,0

57,9

19,6

581,2

24,4

29,4

10,0

217,4

20,0

3,5

10,0

1,8

12,6

3,2

6 360,6

Chinango 3%

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVAIV Trimestre 2011

Shougesa 1%

Egemsa 1%

Eepsa 2%

San Gabán 2%

SN Power 4%

Egasa 5%

Enersur16%

Egenor 10%

Egesur 1% S. Minera Corona 0,3%

Edegel 23%

Electroperú 15%

Kallpa 8,8%

S. Fibras 0%

E. Santa Cruz 0,2%

CELEPSA 3%

AIPSA 0%

GEPSA 0%

Egemsa1%Eepsa 2%

San Gabán 2%

Chinango 3%

PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVAIV Trimestre 2012

Shougesa 1%

SN Power 4%

Egasa 5%

Enersur16%

Egenor 10%

Egesur 1% S. Minera Corona 0,3%

Edegel 23%

Electroperú 14%

Kallpa 9,2%

Sinersa 0%

E. Santa Cruz 0,4%

Celepsa 3,4%Aipsa 0%

Maja 0,1%

Gepsa 0,2%

S. Fibras 0,5%


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

52%

51%

48% 2012

2011

49%

CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE - SEINParticipación I Trimestre

HIDROELÉCTRICA

TERMOELÉCTRICA

CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEINComparación I Trimestre

SINERSAMAJAAIPSAGEPSAS. de FibrasE. Santa Cruz

EgesurShougesaEgemsaEepsaSan GabánTermoselva

KallpaEgenorElectroperúEnesurEdegel

MW

S. Minera Corona

CELEPSAEgasa

Electroandes

2011 2012

1,475 1,474

1,0131,011

989 902

639635

566581

318319

217217

269 271

175 175

121 121

131116

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

6 000

6 500

7 000


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN

MESAÑO( MW )

HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL

COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN - SEIN

El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en elSEIN. Se observa que la participación promedio de las centrales hidroeléctricas en la cobertura de laMáxima Demanda en el primer trimestre del año 2011 y 2012 es 57% y 56% respectivamente.

2 711

2 504

2 785

2 733

2 751

2 839

2 785

2 839

1,9%

2011

2012

Máx. Dem. I Trim. 2011

Máx. Dem. I Trim. 2012

% Variación 2012/2011

1 875

2 166

1 929

2 131

2 149

2 260

1 929

2 260

17,1%

4 586

4 670

4 715

4 864

4 900

5 099

4 715

5 099

8,1%

ENERO

FEBRERO

MARZO

ENERO

FEBRERO

MARZO

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Ene-

11

Feb-

11

Mar

-11

Abr-1

1

May

- 11

Jun-

11

Jul-1

1

Ago-

11

Sep-

11

Oct

-11

Nov

-11

Dic

-11

Ene-

12

Feb-

12

Mar

-12

Termoeléctrica

Hidroeléctrica% P

art

icip

aci

ón e

n la

Cobert

ura

de la

Máxi

ma D

em

anda

Evolución de la Cobertura de la Máxima DemandaDe acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC, la cobertura de la máximademanda registrada en el primer trimestre del año 2012, fue 8,1% mayor que su similar registradoen el año 2011. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de dicha variable desagregado porcentrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN.


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA

Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de DistribuciónLos gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente delporcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de 1993, tanto a nivel país comoen cada empresa concesionaria de distribución.

25%

20%

15%

10%

5%

0%

TOTAL PERÚ(1993 - 2011*)

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

7,91

%

7,59

%

7,45

%

7,39

%

7,28

%

7,33

%

7,25

%

7,12

%

7,05

%

6,85

%

7,10

%

7,04

%

6,95

%

6,88

%

6,84

%

6,81

%

6,82

%

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

7,7%

4,8% 4,3%3,6% 3,3%

12,4%

2,5% 2,0% 1,5%0,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

17,1%

14,6%

19,7%20,6%

21,9%

11,5%

10,3%9,7%

9,1% 9,0%8,8% 8,6% 8,6% 8,2% 8,0% 7,8%

6,83

%

7,8%0,0%

6,71

%

7,6%

0,0%

Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

(*) Cifras acumuladas al IV Trimestre de 2011

25%

20%

15%

10%

5%

0%

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

7,7% 7,1% 6,8% 6,8% 6,7% 6,8% 6,8% 6,7% 6,5% 6,6% 6,7% 6,6% 6,7% 6,7% 6,6% 6,6% 6,7%

7,4%6,8% 6,6% 6,6% 6,1%

3,9% 3,5% 2,9% 2,7% 2,1% 1,6% 1,2%0,6%

0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

19,1%

16,2%

15,6%

14,1%

11,8%

10,0%9,9%

9,3%8,8%

8,5% 8,7% 8,6% 9,0% 8,6%7,8% 7,7% 7,7%

Edelnor (Lima Metr.)25%

20%

15%

10%

5%

0%

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

7,4% 7,6% 7,6% 7,5% 6,9%

4,3%3,8% 3,2% 3,0%

2,2% 1,8% 1,3% 0,6%0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

19,1%

17,2%16,2%

12,7%

10,6%

8,0%8,2%

8,2% 7,8%7,3%

7,3%6,9% 6,3% 7,0% 6,7% 6,4% 6,2%

7,7% 8,1% 8,0% 7,9% 7,7% 7,7% 7,5% 7,4% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,0% 7,0% 7,0%

Luz del Sur

6,6%

0,0%

7,8%

6,8%

0,0%

6,0%

6,5%

0,0%

7,5%

6,7%

0,0%

5,9%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

7,4%

6,3% 6,4% 6,4% 6,2%

3,8%3,3%

2,7% 2,7% 2,1% 1,6% 1,2%0,6%

0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

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

19,1% 18,4%

16,3%15,9% 15,5% 15,2%

9,2%

7,9%8,8% 8,5% 8,7% 8,6%

9,0%8,6%

7,8% 7,7% 7,7%

Edelnor (Zonal Chancay)25%

20%

15%

10%

5%

0%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

7,4%

6,0%6,6%

6,3% 6,1%3,8%

3,0%2,3%

2,1% 1,7% 1,3% 1,0% 0,7%

0,0% 0,0%0,0%

0,0%

7,7%6,1% 6,8% 6,5% 6,7% 7,0%

6,0% 5,5% 5,2% 5,5% 5,6% 5,6% 5,2% 5,1% 5,0% 5,5% 6,3%

19,1%

21,5%20,4%

18,0%

13,6%

11,1%

9,5% 8,9%

11,3%10,6% 10,4%

8,3%8,9%

9,2% 8,7%8,8%

10,3%

Edecañete

6,6%

0,0%

7,8%

6,2%

0,0%

10,2%

6,5%

0,0%

7,5%

6,0%

0,0%

9,5%


INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA



1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

3 , %4 2 28,4%

24,6%

9,9% 10,0%9,9%9,9% 9,6%9,6%

10,9%

16,0%

21,2%

24,7%

27,3%

8,5% 8,0%5,6%5,8%6,0%6,2%6,2%6,3% 5,9%6,1%6,9%7,1%7,4%7,7%

0,9%1,3%1,9%2,3%3,0%

3,4%3,9%4,9%

8,1%

10,3%9,8% 9,4% 9,1%

5,7%5,6%5,7%

0,0% 0,0% 0,0%

9,6% 9,5% 9,6%

0,0%

Electronoroeste

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

7,2%6,9% 6,8%7,2%7,4%7,0%7,5% 6,6% 6,5% 6,8% 7,3% 7,3% 7,1% 7,1%

0,0%1,9%

7,0%8,5%

9,8%

17,3%

15,3% 15,0%15,7% 15,2%

3,0%5,1%

6,7%

4,0%

20,4%

32,0%

29,6%

22,4%28,0%

31,7%

11,4%

17,0%

10,2%9,2%

9,4% 10,1% 10,1%

12,7%

7,0% 6,8% 6,8%

0,0% 0,0% 0,0%

9,8% 9,4% 9,5%

Hidrandina

5,8%

0,0%

10,0%

7,1%

10,6%

0,0%

5,7%

0,0%

9,8%

6,8%

9,2%

0,0%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

12,7% 12,4%

1,4% 0,0%2,2%3,0%3,8%

4,5%

5,4%6,4%7,1%

12,4% 12,5% 11,5%

28,8%

25,0%

29,3%

24,5%

23,1% 23,0%22,8%

22,8%

20,7%16,3%

15,5%

13,0%12,2%

10,6%

8,3% 8,1%6,6%

7,9%8,1% 8,1% 8,0% 7,8% 7,7% 7,8% 7,7% 7,7% 7,3% 7,3% 7,2% 7,2% 7,4%

0,0%

10,1%

0,0%

10,5%

0,0%

9,4%

Seal

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

0,0%

4,9%5,5%

9,5% 8,8% 9,5%9,4% 8,7%8,5%8,7%8,7%8,8% 8,8%9,6% 9,3% 8,9% 8,7%

6,1%4,7% 3,5% 2,8% 1,3%

11,3%10,8%

9,8%

10,7% 10,4%

2,0%

22,6%

16,0%19,2%

13,7%

14,7% 14,9% 14,4%12,9% 12,9%

12,3% 10,1%11,0%

12,7%

29,3%

0,0%

8,4%

11,5%

0,0%

8,4%

10,5%

0,0%

8,7%

11,0%

Electro Sur Este

7,7%

0,0%

9,0%

8,8%

0,0%

12,8%

7,4%

0,0%

8,3%

8,9%

0,0%

11,8%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

11,2% 10,5% 10,6% 10,4% 9,7%

6,2% 5,7% 4,9% 4,8% 3,5% 2,8% 2,0% 1,4% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

9,3% 8,8% 8,8% 8,6% 8,6% 9,0% 9,2% 9,1% 8,9% 9,4% 9,5% 9,4% 9,1% 8,9% 8,8% 9,0% 9,1%

22,2%

25,2% 24,9%

21,1%

14,3%

10,3% 9,5%8,4%

9,3%9,0% 9,4%

9,6% 8,9% 9,3% 9,1% 9,2% 7,6%

Electrocentro

9,5%

0,0%

8,7%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

11,0% 10,9% 10,8%10,4%

9,5%

5,9% 5,3%4,5%

4,0% 3,1% 2,5% 1,8%1,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

9,1% 9,0% 8,8% 8,6% 8,4% 8,3% 8,3% 8,2% 7,7% 8,1% 8,1% 8,2% 7,7% 7,5% 7,4% 7,2% 7,2%

29,8%

29,5%

32,4%

25,9%

26,0%23,8%

20,8%

14,0%

11,3% 10,4%10,0%

9,8%9,1% 9,0% 8,9% 8,9% 9,0%

Electronorte

7,6%

0,0%

9,5%

9,7%

0,0%

9,4%

7,5%

0,0%

8,9%


19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

7,6% 7,3%

0,8% 0,0%1,2%1,6%2,0%2,6%3,0%3,5%3,7%

7,2% 7,0%6,0%

22,1%

18,6%

21,0%

19,4%19,5%

19,3%

13,7%

10,8%

10,5%11,0%

11,2%12,7% 12,3% 12,3%

6,2% 6,0% 5,2%5,3%5,9% 5,7% 5,3% 5,4% 5,5% 5,4% 5,4% 5,3% 4,8% 4,8%

0,0%

12,0%

4,8%

0,0%

11,5%

5,0%

0,0%

9,0%

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

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

8,3% 8,0% 7,8%9,4% 8,7%7,7%7,5%7,5%7,8% 7,7% 7,9% 7,7% 7,3% 7,3%

1,7% 1,2%

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

10,1% 9,8% 9,5% 9,4%

8,6%8,3%

10,1% 11,8% 13,4%

11,5%10,5%

9,4%8,9%

22,7%

14,8%

19,0%18,8%

11,4%

110,9%

5,3%

0,0%

7,2%

8,5%

0,0%

7,0%

8,0%

7,1%

7,1%

0,0%

Electrosur

0,0%

5,5%

0,0%

8,5%

7,4%

7,8%

0,0%

5,3%

0,0%

7,8%

7,2%

7,5%

0,0%

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

10,0% 9,8%

1,0%0,0%1,7%2,3%2,9%3,9%4,2%

5,2%5,8%

9,7% 9,8% 9,1%

8,3% 8,1% 7,3%8,4%8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 7,6% 7,5% 7,4% 7,4% 7,3% 7,3%

27,3%

23,4%24,6%

28,2%

22,3%

19,6%

17,7%

13,4%

12,4% 12,7% 13,4%

11,3%10,5%

27,0%

0,0%

7,2%

12,4%

0,0%

7,2%

9,8%

0,0%

7,3%

9,7%

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

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

12,1%

10,0% 9,8%

1,8% 0,0%2,1%3,0%3,7%4,9%5,2%6,0%6,6%

11,7%10,4%

27,0%

34,8%

23,4%

22,4%

27,9%25,3%

16,4%17,3%

15,8%15,0% 15,0%

16,1% 16,5%15,2%

8,3% 8,1% 9,0%9,3%10,2% 9,8% 9,3% 9,5% 9,6% 9,5% 9,4% 9,4% 9,8% 9,7%

0,0%

15,3%

9,7%

0,0%

14,4%

9,7%

0,0%

14,7%

9,7%

Sersa (Rioja)

7,4%

7,4%

0,0%

10,5%

13,4%

0,0%

7,4%

9,2%

0,0%

10,5%

12,9%

0,0%

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

11,2%10,5%

1,0% 0,0%1,4%1,9%2,4%3,0%3,4%4,0%

4,6%

8,6%8,0% 7,2%

25,2%

33,0%

22,2%

38,9%37,1%

28,9%

17,8%

12,1%11,7%

13,1%11,9%

9,1%8,6%

8,9%

9,3% 8,8%5,8%6,5%7,0% 6,5% 6,3% 6,3% 6,2% 6,3% 6,4% 6,4% 6,2% 6,2%

0,0%

7,4%

6,3%

0,0%

8,3%

6,3%

0,0%

9,6%

6,5%

Electro Ucayali

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

40%

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

29,3%

22,6%

16,0%

19,2%

14,7% 14,9% 14,7%16,7% 16,4%

15,5%13,7%

13,3%12,2% 12,9%10,8%

1,0% 0,0%1,7%2,3%2,9%3,4%

4,0%

5,5%6,1%10,7% 10,4%

9,8%

11,3%

8,8%6,5%

8,7%8,8% 8,6% 8,7% 8,5% 7,4% 7,8% 7,8% 7,8% 7,9% 7,9%9,5%

11,5%

0,0%

8,0%

12,3%

0,0%

7,8%

14,5%

0,0%

8,4%

Electro Puno

6,8%

9,8%

0,0%

8,6%

0,0%

14,7%

6,7%

10,4%

0,0%

8,6%

0,0%

12,4%



INFORMACIÓN

ESTADÍSTICA


Balance General

Situación Económica y Financiera de lasEmpresas de Electricidad al 31/12/2011

Los resultados económicos que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estadosfinancieros de las empresas eléctricas que, en cumplimiento al artículo 59º del Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas, remiten a OSINERGMIN.

El total de activos para diciembre del 2011 fue de S/. 34 612,7 millones. Los activos están conformadossustancialmente por activos fijos, los cuales a diciembre del 2011 ascienden a S/. 25 448,4 millonesrepresentando el 73,5% del total de activos.

Del total de activos S/. 34 612,7 millones (100%); el 56,8% de activos corresponde al conjunto deempresas generadoras, el 10,3% a las empresas transmisoras y el 33,0% a las empresas de distribución.

Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,2% (S/. 34 000,8 millones) de los activostotales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 1,8% (S/. 611,9 millones) a losSistemas Aislados.

Al cierre de diciembre del presente año, el pasivo total asciende a S/. 13 801,9 millones lo cualrepresenta el 39,9% de los activos totales.

En relación a la estructura del pasivo por subsector; el 54,9% de pasivos corresponden al conjunto deempresas generadoras, el 14,2% a las empresas transmisoras y el 30,9% a las empresas dedistribución.A diciembre del 2011 el pasivo corriente asciende a S/. 4 022,9 millones (29,1% del pasivo) y el pasivono corriente fue de S/. 9 779,0 millones (70,9% del pasivo).

El patrimonio neto a diciembre del 2011 asciende a S/. 20 810,8 millones, el cual representa el 60,1%de los activos totales.

Cabe destacar que el 58,0% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras,mientras que a las empresas distribuidoras 34,3% y el 7,7% a las de transmisión.

Cabe destacar que el 57,7% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras,mientras que a las empresas distribuidoras 34,2% y el 8,1% a las de transmisión.

Generación Transmisión Distribución Total

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAl 31 de Diciembre de 2011

(Expresado en Millones de Nuevos Soles)

ACTIVO

TOTAL ACTIVO

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO

ACTIVO CORRIENTE

ACTIVO NO CORRIENTE

Activo fijo

Otros activos no corrientes

PASIVO

PASIVO CORRIENTE

PASIVO NO CORRIENTE

PATRIMONIO NETO

465,8

3 094,0

335,0

2 759,1

1 961,3

604,2

1 357,1

1 598,5

3 559,8

3 559,8

4 334,8

30 277,9

25 448,4

4 829,5

13 801,9

4 022,9

9 779,0

20 810,8

34 612,7

34 612,7

2 221,7

17 422,6

15 619,1

1 803,5

7 575,6

1 581,1

5 994,5

12 068,7

19 644,3

19 644,3

1 647,4

9 761,3

9 494,4

266,9

4 265,0

1 837,6

2 427,3

7 143,7

11 408,6

11 408,6

En esta sección “Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 31/12/2011”, la suma de los porcentajes y/osubtotales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras.


RESUMEN DEL BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011(En Millones de Nuevos Soles)

Activo Activo Pasivo Pasivo Patrimonio

Corriente No Corriente Corriente No Corriente NetoEmpresa

1 040,0

31,2

582,1

3 682,5

265,6

863,0

634,7

1 273,1

169,6

1 577,3

3 081,9

1 953,5

1 528,0

407,5

35,0

89,7

208,1

177,1

109,4

120,8

1 226,3

1 460,5

378,4

31,1

67,1

2 254,1

742,9

415,7

325,6

149,4

481,2

230,6

531,9

296,5

2,4

135,7

6.21,1

79,2

2,270,6

262,3

0,4

29 796,8

481,2

17 422,6

3 094,0

9 761,3

30 277,9

30 277,9

89,8

0,0

117,9

312,5

78,6

31,3

15,8

79,1

7,2

100,4

199,8

273,8

180,9

50,9

13,4

4,6

25,1

0,2

13,4

6,4

244,2

340,1

5,6

12,4

5,2

536,9

126,2

107,1

64,8

17,9

107,7

15,1

74,2

58,2

0,2

7,1

0,9

184,0

425,5

88,3

0,3

3 915,2

107,7

1 581,1

604,2

1 837,6

4 022,9

4 022,9

418,2

0,0

218,3

1 428,7

174,3

100,2

11,5

556,8

9,0

613,4

183,3

1 123,5

1 016,4

75,2

0,6

37,1

27,8

15,0

43,1

82,2

573,8

643,1

1,5

2,0

13,0

1 094,1

87,2

64,1

36,3

13,8

24,1

17,6

20,2

61,0

0,4

0,1

0,3

1527

837,3

1,6

0,0

9 754,9

24,1

5 994,5

1 357,1

2 427,3

9 779,0

9 779,0

584,1

36,7

302,4

2 305,3

191,8

861,0

669,6

846,8

176,6

933,7

3 017,9

881,2

513,0

343,5

98,0

78,2

228,8

177,8

70,6

52,3

606,6

691,1

440,2

27,8

62,4

1 001,2

625,1

335,7

271,4

150,8

480,1

247,6

522,3

251,1

2,7

156,5

6,8

950,8

1 330,7

279,6

0,9

20 330,8

480,1

12 068,7

1 598,5

7 143,7

20 810,8

20 810,8

Celepsa

Chavimochic

Chinango

Edegel

Eepsa

Egasa

Egemsa

Egenor

Egesur

Electro Andes

Electroperú

Enersur

Kallpa

San Gabán

Shougesa

Sinersa

Termoselva

Eteselva

Isa-Perú

Redesur

Rep

Transmantaro

Adinelsa

Coelvisac

Edecañete

Edelnor

Electrocentro

Electronoroeste

Electronorte

Electrosur

Electro Oriente

Electro Puno

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Emseusa

Hidrandina

Luz del Sur

Seal

Sersa

SISTEMA ELÉCTRICO

INTERCONECTADO

NACIONAL

SISTEMAS AISLADOS

TOTAL GENERADORAS

TOTAL TRANSMISORAS

TOTALDISTRIBUIDORAS

TOTAL

TOTAL

52,1

5,6

56,6

364,0

179,1

129,5

62,2

209,6

23,1

70,3

319,2

325,1

182,3

62,2

77,0

30,2

73,6

15,9

17,8

20,0

198,3

213,8

68,9

11,1

13,5

378,1

95,6

91,1

46,8

33,0

130,7

49,8

84,8

73,8

1,0

28,1

1,7

108,3

323,0

107,3

0,8

4 204,1

130,7

2 221,7

465,8

1 647,4

4 334,8

4 334,8


Estado de Ganancias y Pérdidas

Al 31 de Diciembre de 2011, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 12 019,5 millones.Los gastos operativos fueron de S/. 9 338,4 millones (77,7% de los ingresos), resultando unautilidad operativa de S/. 2 681,1 millones (22,3% de los ingresos). La utilidad neta del periodo fuede S/. 1 657,2 millones representando el 13,8% de los ingresos totales.

Generación Transmisión Distribución Total

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASAl 31 de Diciembre de 2011

(En Millones de Nuevos Soles)

Ingresos

Gastos

Utilidad (Pérdida) de Operación

Generación Interna de Recursos

Combustibles y lubricantes

Compra de energía

Cargas de personal

Servicios prestados por terceros

Provisiones del ejercicio

Otros Gastos

Utilidad de operación / ingresos

Ingresos (Gastos) no Operativos

Utilidad (Pérdida) Neta

Concepto

5 998,7

4 151,7

1 847,0

2 639,3

1 179,4

1 116,9

330,3

318,7

792,4

414,1

0,3

65.4,1

344,0

483,6

283,8

199,8

343,9

0,6

0,1

47,4

62,5

144,1

29,0

0,4

-33,4

118,4

6 383,3

5 335,1

1 048,2

1 509,9

142,1

3 434,5

375,2

600,5

461,6

321,2

0,2

-42,2

689,6

12 865,6

9 770,6

3 095,0

4 493,1

1 322,1

4 551,5

752,9

981,7

1 398,1

764,3

0,2

-10,2

2 152,1

Transmisión

483,6

118,4

283,8

Distribución

343,9

7 000

6 000

5 000

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

199,8

Resumen del Estado de Gananciasy Pérdidas por Actividad

6 383,3

5 335,1

Generación

5 998,7

4 151,7

1 847,0

2 639,3

1 344,0

1 509,9

1 048,2

689,6

Ingresos

Gastos

Utilidad (Pérdida) de Operación

Generación Interna de Recursos

Utilidad (Pérdida) Neta


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS(En Millones de Nuevos Soles)

AL 31 DE DICIIEMBRE DE 2011

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

de operación Recursos Neta

25,1

0,1

80,4

424,5

93,6

29,3

24,7

101,7

5,2

101,0

372,4

379,6

98,2

28,9

12,3

11,4

58,6

2,6

20,0

20,8

89,3

67,1

-14,0

3,3

1,6

352,7

48,9

24,9

25,2

11,5

3.5

13,4

24,2

17,8

0,1

-1,4

0,7

48,9

447,1

39,3

0,5

3 091,5

3,5

1 847,0

199,8

1 048,2

3 095,0

3 095,0

91,5

2,2

94,3

622,0

107,7

70,4

46,9

158,7

13,1

130,9

509,0

475,0

169,4

44,2

16,9

17,0

70,2

14,8

26,1

27,8

173,1

102,3

0,1

5,2

5,9

484,6

85,2

45,6

40,8

19,9

24,9

23,4

53,7

34,7

0,5

4,6

1,2

95,4

523,6

59,9

0,6

4 468,2

24,9

2 639,3

343,9

1 509,9

4 493,1

4 493,1

39,0

0,2

46,6

343,1

84,0

22,0

17,7

89,1

3,7

74,0

229,0

236,2

77,9

24,2

12,5

7,2

37,8

1,4

13,6

10,4

45,5

47,5

-5,4

3,2

1,1

206,7

33,8

20,8

17,6

8,8

3,6

6,7

16,5

12,5

0,1

1,2

0,5

37,1

296,8

27,6

0,3

2 148,5

3,6

1 344,0

118,4

689,6

2 152,1

2 152,1

Celepsa

Chavimochic

Chinango

Edegel

Eepsa

Egasa

Egemsa

Egenor

Egesur

Electro Andes

Electroperú

Enersur

Kallpa

San Gabán

Shougesa

Sinersa

Termoselva

Eteselva

Isa-Perú

Redesur

Rep

Transmantaro

Adinelsa

Coelvisac

Edecañete

Edelnor

Electrocentro

Electronoroeste

Electronorte

Electrosur

Electro Oriente

Electro Puno

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Emseusa

Hidrandina

Luz del Sur

Seal

Sersa

SISTEMA ELÉCTRICO

INTERCONECTADO

NACIONAL

SISTEMAS AISLADOS

TOTAL GENERADORAS

TOTAL TRANSMISORAS

TOTAL DISTRIBUIDORAS

TOTAL

TOTAL

189,7

5,9

147,9

1 224,7

213,9

177,6

116,8

413,8

41,4

223,3

971,2

1 125,5

678,3

116,0

79,8

28,2

244,6

22,7

30,7

38,6

271,5

120,1

52,0

61,7

29,0

1 879,8

283,4

307,4

233,1

107,5

265,8

100,7

199,1

202,7

9,6

74,8

5,0

474,7

1 813,7

280,3

3,3

12 599,8

265,8

5 998,7

483,6

6 383,3

12 865,6

12 865,6

164,6

5,8

67,5

800,1

120,3

148,2

92,1

312,0

36,3

122,4

598,8

746,0

580,1

87,1

67,5

16,9

185,9

20,1

10,7

17,8

182,2

53,0

65,9

58,4

27,4

1 527,1

234,5

282,5

207,9

96,0

262,3

87,3

174,8

184,9

9,5

76,1

4,3

425,8

1 366,5

241,0

2,7

9 508,3

262,3

4 151,7

283,8

5 335,1

9 770,6

9 770,6


Ratios FinancierosEn función a los estados financieros de las empresas al 31 de diciembre de 2011 se ha preparadoratios a nivel de empresa y consolidado por tipo y sistema.

Para los totales consolidados por tipo de empresa, estos ratios fueron calculados sobre la agregaciónde las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo, bajo el supuesto de que el conjuntocreado en cada caso funciona como una empresa.

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011

(*) Para las empresas San Gabán y Eteselva la efectividad de cobranza se calcula como: Total Ingresos / Total Cuentas por CobrarTotal Cuentas por Cobrar = Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) + Otras Cuentas por Cobrar (Neto) + Cuentas por Cobrar Emp. del Sector

0,87

0,00

1,11

0,76

1,32

0,15

0,04

0,75

0,09

0,76

0,13

1,59

2,33

0,37

0,14

0,53

0,23

0,63

0,09

0,80

1,69

1,35

1,42

0,02

0,52

0,29

1,63

0,34

0,51

0,37

0,21

0,27

0,13

0,18

0,47

0,23

0.,05

0,17

0,35

0,95

0,32

0,29

0,67

0,27

1,23

0,60

0,66

15,66%

5,89%

31,19%

26,98%

56,14%

8,17%

7,01%

18,75%

7,40%

14,02%

16,87%

53,90%

33,03%

12,87%

17,27%

21,69%

30,66%

21,87%

8,30%

36,93%

53,12%

28,53%

14,79%

0,03%

18,63%

9,48%

48,40%

13,63%

13,58%

15,05%

13,22%

5,20%

9,44%

10,29%

13,84%

17,63%

2,94%

18,03%

10,03%

39,35%

21,41%

63,53%

21,96%

6,02%

21,52%

21,14%

21,59%

Empresa

8,80%

6,94%

16,20%

16,89%

40,54%

8,15%

7,39%

12,47%

7,70%

8,30%

16,52%

24,32%

11,09%

10,85%

48,41%

18,91%

33,72%

15,15%

8,33%

23,86%

23,00%

14,11%

7,00%

0,03%

16,62%

8,80%

21,50%

11,47%

10,97%

12,54%

13,33%

5,18%

10,14%

10,10%

11,72%

20,09%

3,39%

19,57%

8,09%

23,06%

22,82%

154,60%

17,88%

6,09%

11,12%

15,47%

17,66%

83

33

30

37

73

68

36

51

65

55

59

37

37

94

16

44

38

47

89

35

36

224

63

72

137

62

59

55

58

47

50

61

57

63

61

14

44

50

55

55

48

49

55

61

141

56

55

19,36%

52,64%

5,18%

8,97%

11,39%

13,18%

12,93%

18,91%

19,73%

26,13%

12,90%

7,03%

5,70%

13,73%

7,56%

31,65%

4,12%

10,82%

22,96%

11,31%

18,78%

29,70%

11,12%

94,69%

15,12%

11,44%

22,65%

17,92%

19,47%

16,54%

17,39%

18,54%

22,07%

17,39%

23,52%

19,81%

19,81%

17,07%

19,95%

11,93%

14,66%

17,81%

13,40%

17,39%

22,73%

15,28%

13,48%

0,58

0,00

0,48

1,16

2,28

4,14

3,95

2,65

3,22

0,70

1,60

1,19

1,01

1,22

5,76

6,57

2,93

97,43

1,33

3,15

0,81

0,63

12,27

0,89

2,60

0,70

0,76

0,85

0,72

1,84

1,21

3,29

1,14

1,27

4,24

3,93

1,94

0,59

0,76

1,21

3,02

1,07

1,21

1,41

0,77

0,90

1,08

Celepsa

Chavimochic

Chinango

Edegel

Eepsa

Egasa

Egemsa

Egenor

Egesur

Electro Andes

Electroperú

Enersur

Kallpa

SanGabán

Shougesa

Sinersa

Termoselva

Eteselva

Isa-Perú

Redesur

Rep

Transmantaro

Adinelsa

Coelvisac

Edecañete

Edelnor

Electrocentro

Electronoroeste

Electronorte

Electrosur

Electro Oriente

Electro Puno

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Emseusa

Hidrandina

LuzdelSur

Seal

Sersa

SISTEMA ELÉCTRICO

INTERCONECTADONACIONAL

SISTEMAS AISLADOS

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

TOTAL

NOTICIAS

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, Lima 41, PerúTelfs: (511) 224 0487 - 224 0488Fax: (511) 224 0491Correo Electrónico: [email protected] Web: www.osinerg.gob.pe

COMITÉEDITORIAL:

COLABORADORES:

Víctor Ormeño Salcedo [email protected] Révolo Acevedo [email protected] Mendoza Gacón [email protected] Espinoza Quiñones [email protected]

Juan José Javier Jara [email protected] Grajeda Puelles [email protected] Damas Flores [email protected] Buenalaya Cangalaya [email protected]

Aprobación del Precio a Nivel de Generación (Vigencia:Febrero-Abril 2012)

Aprobación de los cargos adicionales que se incluyenen los peajes de transmisión debido a la generaciónadicional y la distribución de gas natural en Lima yCallao (Vigencia: Febrero - Abril 2012)

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 014-2012 seaprobó el PNG y su programa trimestral de transferenciaspara el periodo febrero 2012 – abril 2012 distinguiéndoseentre empresas aportantes y receptoras. Dicha Resoluciónfue publicada el 29.01.2012 y corregida mediante Fe deerratas el 02.02.2012. La base legal de dicha resolución esel Art. 29 de la Ley 28832 la cual dispuso que el PNG sea labase para el cálculo de pliegos tarifarios de electricidadaplicables a los clientes regulados del SEIN. Secomplementa con el numeral 4.4 del art. 4° delReglamento del Mecanismo de Compensación entre losUsuarios Regulados del SEIN que estableció el métodopara el cálculo el cálculo del programa de transferenciassobre la base de un PNG único en el sistema.

De conformidad con dichas normas, mediante ResoluciónOSINERGMIN N° 015-2012-OS/CD se aprobaron losfactores de actualización “p” y "FA" aplicables a partir del04 de febrero de 2012 para determinar los cargos unitariospor generación adicional añadidos en el Peaje deTransmisión Principal y el Peaje Unitario porCompensación (PUC) a incluirse en las áreas de demanda6 y 7. Dicha resolución fue publicada el 29.01.2012.

Base Legal del "p": Mediante los D.U. N° 037-2008 y N°049-2008 y el D.Leg N° 1002 se dispuso que se incluyaen el peaje de transmisión principal un conjunto de cargosunitarios destinados a cubrir los sobrecostos debido a la

generación adicional en el SEIN. Mediante las Res. N° 001-2009, 001-2009 y 001-2010-OS/CD se estableció lametodología de cálculo de estos cargos, su fijación en laResolución de Barra y revisión trimestral con el PNGmediante el factor "p".

Base Legal del "FA": Mediante el D.S. N° 048-2008-EM,modificado por el D.S. N° 082-2009-EM se estableció elpeaje unitario por compensación (PUC) disponiéndoseque su valor se incluya en las áreas de demanda 6 y 7 a finde compensar al concesionario de distribución de gasnatural hasta el año 2013 por la aplicación de tarifasprevias a la vigencia de la Tarifa Única de Distribución deGas Natural. Mediante Res. N° 288-2009-OS/CD,modificada por la Res. Nº 238-2010-OS/CD, se aprobó lametodología de cálculo del PUC, disponiéndose surevisión trimestral mediante el factor "FA".

Mediante la Res. N° 016-2012-OS/CD se aprobó el Factorde Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica(en adelante FOSE) aplicable a los cargos tarifarios de losusuarios del servicio público de electricidad y su respectivoPrograma Trimestral de Transferencias Externas, vigentepara el periodo Febrero 2012 – Abril 2012. Dicharesolución fue publicada el 28.01.2012.

Base Legal: La Ley N° 27510, modificada por la Ley N°28307, dispone la obligación del OSINERGMIN, deaprobar el FOSE y su programa de transferencias. Para elcálculo del factor de recargo del FOSE, se ha consideradola información de los sistemas fotovoltaicos, deconformidad con lo dispuesto por el numeral 1 del Artículo4º de la Resolución OSINERGMIN Nº 206-2010-OS/CD.

Aprobación del Factor de Recargo del Fondo deCompensación Social Eléctrica (FOSE)

Las últimas publicaciones emitidas por la GART de OSINERGMIN son: "El Informativo Año 17 Nº 1Enero 2012", "Operación del Sector Eléctrico Año 13 Marzo 2012", "Tarifas y Mercado Eléctrico Año 10Nº 03 Marzo 2012" y "Reporte Estadístico del Mercado Libre de Electricidad Año 12 Marzo 2012".

informativo abril 2012 final · finalmente, este informativo contiene, como es habitual, los datos...

Documents