Source: https://www.scribd.com/document/69017210/El-Informativo-Osinergmin-Enero-2011-Tarifa-Rural-Fotovoltaica
Timestamp: 2018-03-18 04:56:58
Document Index: 397002211

Matched Legal Cases: ['Artículo 139', 'Artículo 2', 'Artículo 8', 'Artículo 31', 'Artículo 16', 'Artículo 4', 'Artículo 1', 'Artículo 4', 'artículo 4', 'Artículo 4', 'artículo 59', 'Artículo 129', 'Artículo 22']

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Año 15 / Nº1
EDITA: OSINERGMIN - GART
En esta edición de El Informativo, presentamos un artículo técnico relacionado a la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos). Cabe mencionar que mediante la Resolución OSINERGMIN N° 206-2010OS/CD se fijó la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos y su fórmula de actualización, así como los Cargos de Corte y Reconexión aplicables a los suministros de energía eléctrica pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado atendido exclusivamente por sistemas fotovoltaicos. Asimismo, hacemos de conocimiento que mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM y N° 021- 2009EM, entre otros aspectos, modificaron y complementaron el Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, en lo referente a la determinación del Costo Medio Anual de los Sistemas Complementarios de Transmisión y de la Liquidación Anual de Ingresos por las instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda. Por lo señalado, fue necesario adecuar la Norma Liquidación a dichas modificaciones. Por ello mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 269-2010-OS/CD se aprobó la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del SST y/o SCT, dicha resolución fue publicada en el diario oficial El Peruano el día 24 de Noviembre del 2010. Por otro lado, mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 273-2010-OS/CD se aprueba el Procedimiento para la comparación de Precios Regulados. También cabe mencionar que mediante la Resolución OSINERGMIN N° 287-2010-OS/CD se modifican diversas disposiciones de la Resolución Nº 079-2010OS/CD mediante la cual se aprobaron las Compensaciones Anuales del Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados y los Precios en Barra Efectivos aplicables a periodo mayo 2010 – abril 2011. Finalmente, este informativo contiene, los datos relevantes de la evolución de las tarifas en barra, tarifas a usuario final y del mercado eléctrico. Con relación al mercado eléctrico, se resumen los datos más relevantes de la producción de energía eléctrica, ventas y facturación. Asimismo, se presenta un análisis macro de la situación económica y financiera del sector eléctrico con información proveniente de los estados financieros contables al 30 de setiembre de 2010.
Editorial...1 Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos)...2 Resoluciones Tarifarias...13 Evolución de Tarifas de Electricidad...27 Información Estadística...29 Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución...37 Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 30/09/2010...39 Noticias...44
FIJACIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA RURAL PARA SUMINISTROS NO CONVENCIONALES (SISTEMAS FOTOVOLTAICOS)
Presentar los antecedentes, análisis y resultados que sustentan la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), aplicable a suministros de energía eléctrica pertenecientes a sistemas eléctricos rurales atendidos por sistemas fotovoltaicos.
El 01 de junio de 2006 se publicó la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (LGER), que establece el marco normativo para la promoción y el desarrollo eficiente y sostenible de la electrificación de zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país. Dicha Ley fue reglamentada mediante el Decreto Supremo N° 025-2007-EM, publicado el 03 de mayo de 2007. Posteriormente, a través del Decreto Supremo N° 089-2009-EM, publicado el 16 de diciembre de 2009, se incorporaron en el Reglamento de la LGER diversos artículos relacionados con la tarifa eléctrica rural para suministros no convencionales. Según el numeral 4 del Anexo de Definiciones del Reglamento de la LGER, los suministros no convencionales son aquellos suministros de energía eléctrica, pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado que es atendido exclusivamente por fuentes energéticas renovables no convencionales, tales como: sistemas fotovoltaicos, sistemas eólicos, biomasa y mini centrales hidroeléctricas. Además, se encargó al OSINERGMIN fijar la tarifa eléctrica rural para suministros convencionales, a más tardar el 16 de agosto de 2010. En virtud de la LGER, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha ejecutado entre los años 2006 al 2009, en diversas regiones del país, obras de electrificación rural para suministros no convencionales utilizando sistemas fotovoltaicos, siendo prioritario establecer la tarifa eléctrica rural para dichos suministros atendidos con sistemas fotovoltaicos. En ese sentido, el OSINERGMIN, a través de la Resolución OSINERGMIN N° 0292010-OS/CD, estableció el Procedimiento de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), disponiéndose en el Artículo 2° que para la primera fijación OSINERGMIN efectúe la prepublicación del proyecto de resolución de fijación a más tardar el 02 de julio de 2010. A través de la Resolución OSINERGMIN N° 177-2010-OS/CD, publicada el 02 de julio de 2010, OSINERGMIN dispuso la Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), el mismo que fue sustentado en Audiencia Pública realizada el 12 de julio de 2010, en Lima y Cajamarca. Posteriormente, se recibieron las opiniones y sugerencias de los interesados, las mismas que fueron analizadas y respondidas, a efectos de la fijación.
3. PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN
De conformidad con lo dispuesto por la Resolución OSINERGMIN N° 029-2010-OS/CD, el OSINERGMIN ha elaborado el cronograma del procedimiento de fijación que se muestra a continuación:
PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA RURAL PARA SUMINISTROS NO CONVENCIONALES (SISTEMAS FOTOVOLTAICOS)
Cronograma de la Fijación 2010 - 2014
Prepublicación del Proyecto de Resolución de Fijación y de la Relación de Información de lo sustenta, y Convocatoria de Audiencia Pública del OSINERMIN Audiencia Pública del OSINERMIN Opiniones y Sugerencias respecto a la Prepublicación
OSINERMIN-GART Consejo Directivo OSINERMIN-GART Interesados OSINERMIN-GART
PLAZO MÁXIMO FECHA LÍMITE
A más tardar el 02 de julio de 2010 10 días hábiles 10 días hábiles 02-Jul-2010 12-Jul-2010 26-Jul-2010 (2)
Publicación de la Resolución de Fijación Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria de Audiencia Pública Opiniones y Sugerencias sobre losRecursos de Reconsideración Audiencia para Sustentación de los Recursos de Reconsideración Resolución de Recursos de Reconsideración Publicación de las Resoluciones que resuelven los Recursos de Reconsideración Audiencias solicitadas por las Empresas Prestadoras u las Organizadoras Representativas de Usuarios (Artículo 8° de la Ley 27838)
OSINERMIN-GART Consejo Directivo Interesados OSINERMIN-GART Interesados Legítimos OSINERMIN-GART OSINERMIN-GART Consejo Directivo OSINERMIN-GART OSINERMIN-GART
19 días hábiles 15 días hábiles 6 días hábiles 10 días hábiles 19 días hábiles 30 días hábiles(1) 5 días hábiles 16-Ago-2010 07-Sep-2010 13-Sep-2010 27-Sep-2010 12-Oct-2010 20-Oct-2010 25-Oct-2010 (2) (2) (2)
Desde el inicio hasta el final del proceso
(1) Desde la fecha de interposición de recursos de reconsideración. (2) Fecha límite determinada según Decreto de Urgencia N° 099-2009.
Se muestra los procesos, órganos responsables de los mismos, plazos máximos y fechas límites respectivos, que deben ser cumplidos. Cabe mencionar que toda la información del procedimiento se publica en la página web del OSINERGMIN, accesible a través del siguiente enlace: http://www2.osinerg.gob.pe/ProcReg/VAD/VAD2009/Fijacion_Tarifa_SisFotovoltaicos/Tarifa_Elect_Rur al_SisFotovoltaicos.html.
4. TARIFA ELÉCTRICA RURAL PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
La tarifa eléctrica rural aplicable a suministros de energía eléctrica atendidos a través de sistemas fotovoltaicos comprende costos de instalación y explotación. Se estructura sobre la base de un modelo de gestión que atiende una cantidad determinada de suministros potenciales. Adicionalmente, para aplicabilidad de la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos, promoviendo la viabilidad y sostenibilidad del servicio eléctrico a través de dichos sistemas, se incorpora los cargos de corte y reconexión, así como los costos de retiros, estos últimos como parte de los costos de explotación, de acuerdo a una tasa de incidencia de los mismos. Las actividades de corte, reconexión y retiros se efectuarán según las condiciones de aplicación de la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos que de indican.
Tipos de Módulo de Sistemas Fotovoltaicos
A efectos de determinar la tarifa eléctrica rural, previamente, se analizó y estableció los tipos de módulo de sistemas fotovoltaicos a utilizar (capacidad y tensión de servicio). Se tuvo en cuenta los requerimientos de los suministros en sistemas eléctricos rurales atendidos a través de sistemas fotovoltaicos. Los tipos definidos son los siguientes:
Tipo de Modulo Potencia Instalada Tensión de Servicio Costa Sierra Selva y Amazonía
BT8-050 BT8-080 BT8-160 BT8-240 BT8-320
50 80 160 240 320
12 V DC 12 V DC 220 V AC 220 V AC 220 V AC
7,32 11,75 16,73 24,92 33,14
7,24 11,54 16,51 24,51 32,81
6,07 9,66 13,11 21,19 29,65
Además, se estableció la energía promedio mensual disponible de cada tipo de módulo en función a la irradiación solar, según la zona geográfica donde se encuentre instalado, a efectos de variabilizar los costos por unidad de energía con la finalidad de la aplicación del FOSE en la comercialización de la energía eléctrica de los sistemas fotovoltaicos.
Se definió un modelo de gestión sobre la base de una empresa independiente encargada del desarrollo de las actividades de instalación y explotación (técnica y comercial) dentro de una zona geográfica de influencia que considera una cantidad determinada de suministros potenciales. La definición del modelo de gestión tomó como referencia los sistemas fotovoltaicos en operación existentes en el país y sus zonas geográficas de influencia. En ese sentido, se consideran tres zonas geográficas de influencia: i) Costa, ii) Sierra y iii) Selva, dadas sus características diferenciadas de acceso. La cantidad de suministros potenciales por área de concesión se estableció en 3 500. En cuanto a la estructura organizacional, se considera personal permanente para la gestión de las actividades con el apoyo de técnicos.
Gerente del Servicio Eléctrico
Técnicos de Explotación
Los costos de instalación comprenden las inversiones en materiales y recursos (mano de obra, transporte y equipos) para el montaje de los sistemas fotovoltaicos. Los recursos comprenden costos netos más el porcentaje del contratista (25%). Además, comprenden los costos de stock de materiales (6,81%) y los costos indirectos de ingeniería y puesta en servicio (11,17%), gastos generales (6%) e interés intercalario (2,5%), en los que incurre la empresa prestadora del servicio eléctrico para el desarrollo de las actividades de instalación. La estructuración de los costos se muestra a continuación:
Materiales Stock %A Mano de Obra
costo neto + %contratista
Costo Directo A+B+C+D
Trasporte y Equipo
Costo Estándar de Inversión E+I
% (E + F)
Costo Indirecto F+G+H
% (E + F + G)
75 BT8-080 946.97 Sierra 0. Consideran los materiales y recursos (mano de obra.83 1 667.US$ Cargo Corte Reconexión Costa 0.66 BT8-240 2 460. de conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). equipos de comunicación y equipos de cómputo. como parte de los costos de instalación se considera las inversiones en infraestructura y equipamiento que requiere la empresa para la gestión de las actividades tales como oficinas.55 2 473. El Informativo 5 .58 953. Se han considerado los respectivos costos de mano de obra.33 Selva 0. La explotación técnica considera actividades de mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo. Los costos de mantenimiento preventivo han sido calculados en función de las frecuencias de mantenimiento y rendimientos óptimos. Los costos de mantenimiento correctivo consideran en su cálculo una tasa de falla estándar de los elementos que conforman el sistema fotovoltaico. se han considerado los costos de retiros de los sistemas fotovoltaicos.92 1. transporte y equipos. comprende las actividades de atención a los usuarios. dadas sus características diferenciadas de acceso. el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes. de acuerdo a una tasa de incidencia de los mismos. Asimismo. para cada tipo de módulo son los siguientes: Costo de Instalación . y otros. transporte y equipos para el bloqueo y desbloqueo (o desconexión y reconexión) del controlador. Además.Los costos de instalación. Además.35 3 293. respectivamente.65 0. determinados por zonas geográficas de influencia: i) Costa. Cargos de Corte y Reconexión Los cargos de corte y reconexión consideran los respectivos costos de mano de obra. almacén.13 767. es decir.38 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.28 1 687. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.15 969.38 Amazonía (1) 0. se han incorporado los costos indirectos de gestión relacionados con el costo financiero del capital de trabajo.46 2 509.88 BT8-160 1 659.US$ Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva BT8-050 747. aporte a los organismos normativos y de regulación. También.80 1.92 1. Adicionalmente. ii) Sierra y iii) Selva. la explotación comercial considera las actividades de facturación. vehículos.90 Asimismo. transporte y equipos) necesarios. Los costos de instalación representan el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de la empresa prestadora del servicio eléctrico. Costos de Explotación Los costos de explotación comprenden los costos en que incurre la empresa para la gestión de las actividades de explotación técnica y comercial.47 753. emisión y reparto de recibos y cobranza de los mismos.78 BT8-320 3 239. Los resultados son los siguientes: Cargos de Corte y Reconexión . se incorporan costos de actividades de cambio de elementos que conforman el sistema fotovoltaico con una vida útil menor a 20 años. herramientas.84 3 254.
68 79. para las empresas que operan en zonas de la amazonía y se ven imposibilitadas de transferir el IGV. considera su estructuración si se trata de inversiones efectuadas 100% por la Empresa u Otras Entidades o 100% por el Estado. Explotación  Un costo adicional en el rubro de costos de los materiales.80 67.75 BT8-240 66.01 30. igual al 19% de los costos de los materiales.16 S/. /US$ BT8-080 36. Dicho porcentaje toma en cuenta la incidencia del IGV en los costos de transporte y equipos por la adquisición de vehículos y equipos. los cuales son vendidos por proveedores que operan fuera de la amazonía.845 BT8-160 82.46 101. considera la diferenciación por zonas geográficas de influencia y tipos de módulo de sistemas fotovoltaicos.50 117.61 BT8-320 149.5. un sobrecosto (costo del IGV) que se debe incorporar como un costo dentro de la tarifa. Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos Inversiones 100% Empresa Cargo Fijo (S/. En ese sentido.  Un costo adicional en el rubro de costos de transporte y equipos de servicios de terceros (directos e indirectos). 6 El Informativo .04 BT8-240 116. inversor.0% de los costos de transporte y equipos.98 167. Dicho porcentaje toma en cuenta la incidencia del IGV en los costos de transporte y equipos por la adquisición de vehículos y equipos.  Un costo adicional en el rubro de costos de transporte y equipos. la tarifa considera lo siguiente: VNR  Un costo adicional en el rubro de costos de los materiales. RESULTADOS Tarifa La tarifa eléctrica rural para suministros de energía eléctrica atendidos exclusivamente con sistemas fotovoltaicos en sistemas eléctricos rurales aislados. cables y otros elementos).27 37.53 83. se considera una tasa de actualización de 12% anual y un periodo de 20 años para la recuperación de las inversiones.94 BT8-320 84.51 Inversiones 100% Estado Cargo Fijo (S/./mes) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Tipo de Cambio (Al 31/05/2010) BT8-050 30.64 130.56 57./mes) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Tipo de Cambio (Al 31/05/2010) BT8-050 45.20 Tarifa para las Zonas de la Amazonía Para la realización de las actividades de instalación y explotación. se adquieren materiales y equipos utilizados en el montaje y mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos (paneles.16 2. gravado a los bienes adquiridos fuera de dichas zonas.0% de los costos de transporte y equipos.845 BT8-160 48.01 43.75 35. igual al 19% de los costos de los materiales.62 63.52 46.42 32.76 150.10 2.52 85. Asimismo.37 51. igual al 2.07 S/. En el caso de inversiones efectuadas 100% por la Empresa u Otras Entidades. Esta operación de adquisición genera para la empresa prestadora del servicio eléctrico que opera en la amazonía. /US$ BT8-080 55.73 56. batería. igual al 2.82 49. controlador. de conformidad con la LGER y su Reglamento.
082758 (tasa mensual equivalente a la tasa anual y periodo de 12 meses).80 124.89 120.61 BT8-160 103.133879 (tasa anual de 12% y periodo de 20 años).16 40.98 15.77 151.05 BT8-320 190.10 BT8-080 474.77 386. (3) Calculado considerando un periodo de 12 meses.38 29. utilizando la energía promedio mensual disponible definida para cada tipo de módulo.86 163./mes S/.41 322.86 24.322388 (tasa pasiva anual de 1.23 30.35 382.65 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos Tipo de Módulo BT8-050 Cargo Fijo Tipo de Cambio (Al 31/05/2010) S/.86 245.39 BT8-320 114.845 BT8-080 70.35 934.93 48.89 322.90 460.30 490.08 10.57 11. (2) Calculado con el factor de amortización de capital igual a 0.96 642.21 730./US$ 38.08 BT8-160 64.97 616.52 13. Inversiones 100% Empresa Zonas de la Amazonía (Ley N° 27037.93 6.35 644.66 BT8-160 1 955.68 BT8-320 451.07 BT8-080 1 129. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.19 BT8-320 3 786.30 305.90 9.52 BT8-240 467.h/mes BT8-050 898.88 (1) Calculada con el factor de reposición igual a 0. S/.87 BT8-240 90.75 2.31 505.44 (1) Calculada con el factor de recuperación de capital igual a 0.94 29.80 13.41 13. son los siguientes: Inversiones 100% Empresa Zonas de la Amazonía (Ley N° 27037./kW.15 506.86 640.27 829.96 12.70 2.65 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos Tipo de Módulo BT8-050 Cargo Fijo Tipo de Cambio (Al 31/05/2010) S/.70 15./US$ 56.04 12.08 26.07 4. Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio A efectos de la aplicación del FOSE en la comercialización de la energía eléctrica de los sistemas fotovoltaicos. El Informativo 7 .77 124.06 261.81 274.82 36.16 564.89 38. aplicable a la Anualidad del VNR.07 BT8-080 1 129.86 16.74 189.04 21.82 22.77 21.59 21. (3) Calculado considerando un periodo de 12 meses.73 257.27 485.86 66.41 19.h) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Amazonía (1) BT8-050 621.82 9.45 52.11 BT8-240 2 889.27 702. los cargos fijos de la tarifa resultante se expresan en cargos fijos equivalentes por energía promedio.52% y periodo de 20 años).47 841.20 9.66 BT8-160 1 955.15 163. aplicable en las zonas de la amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.19 BT8-320 3 786.06 84.64 653.34 124.52 10.90 BT8-240 148.h/mes BT8-050 898.079073 (tasa mensual equivalente a la tasa anual y periodo de 12 meses).68 13.38 698.38 189.52 26.27 154.55 20.27 203. (2) Calculado con el factor de amortización de capital igual a 0.06 792.Los resultados de la tarifa.66 3. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía) Tipo de Módulo Descripción Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Anualidad de la Reposición (bVNR) (1) Costo Anual de Explotación (OyM) Total Costo Anual Costo Mensual bVNR (2) Costo Mensual OyM (3) Total Costo Mensual Energía Promedio Mensual Disponible Unidad US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ kW.95 BT8-160 493.19 6.45 31. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía) Tipo de Módulo Descripción Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) Anualidad del VNR (aVNR) (1) Costo Anual de Explotación (OyM) Total Costo Anual Costo Mensual aVNR (2) Costo Mensual OyM (3) Total Costo Mensual Energía Promedio Mensual Disponible Unidad US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ kW.50 479.21 10.32 21.29 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.62 6.88 257. Los resultados son los siguientes: Inversiones 100% Empresa Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm.86 40.11 BT8-240 2 889.845 BT8-080 48.81 451./mes S/.93 151.
Los cargos se aplicarán mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para cada tipo de módulo que se señala a continuación: Energía Promedio Mensual Dsiponible (kW.62 3.73 24.45 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.h/mes) Tipo de Módulo BT8-050 BT8-080 BT8-160 BT8-240 BT8-320 Potencia Instalada (Wp) 50 80 160 240 320 Tensión de Servicios 12 V DC 12 V DC 220 V AC 220 V AC 220 V AC Costa 7. S/.78 Selva 2.h) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Amazonía (1) BT8-050 409.72 579.81 Selva y Amazonía 6.11 21.62 3.81 BT8-240 268.68 320.39 BT8-080 308.13 377.24 11.Inversiones 100% Estado Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm.79 497.24 638.14 Sierra 7.25 426.6263 C 0.71 446.97 424.06 276.93 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.28 3.75 16. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.54 16.76 Sierra 2./kW.0245 0.4369 0.04 260.57 BT8-320 255.19 29.72 BT8-160 291.92 33.5386 0.3638 8 El Informativo .32 11. Las fórmulas de actualización que se proponen son las siguientes: 1) Fórmulas de Actualización Cargos Fijos Equivalentes por Energía Promedio FA = A ´ Tipo de Módulo BT8-050/BT8-080 BT8-160/BT8-240/BT8-320 IPM D IPCu D + B´ + C´ ´ IPM 0 D0 IPCu 0 D 0 A B 0.S/.0000 0.93 Amazonía (1) 2.51 32. Cargo Corte Reconexión Costa 1.0099 Total 1.85 2.18 440.51 24.32 387. Fórmulas de Actualización Según los criterios y procedimientos de la LGER y la LCE.07 9.81 300. las tarifas deben conservar su valor real por lo cual se debe establecer las fórmulas de actualización de las mismas para los periodos comprendidos entre regulaciones.0000 1. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.65 Cargo de Corte y Reconexión Los cargos de corte y reconexión que se aplicarán de acuerdo a las condiciones que se indican son los siguientes: Cargos de Corte y Reconexión .50 494.66 13.47 341.
00.11.00 Controlador 8.00% La participación de la partida arancelaria del Cobre (7413.00 Batería 67.68% 8507. Se utilizarán los valores de TA vigentes al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú “Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)”.28 9 (1) Tasa Arancelaria base (TA0 Cu) para el rubro de conductor de cobre. Los valores base que se utilizarán en las fórmulas de actualización son: Tc0 (S/.10.40.20.00 Inversor 0. C: Coeficiente de participación del conductor de cobre.Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace.90.21% 4.68% 8541. Se utilizará el último valor venta publicado al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas. publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Para la obtención de este indicador se tomarán en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en ctv.89. 2) Definición de los Parámetros de la Fórmula de Actualización D=TC x (1 + TA) Siendo: D: Índice de productos importados. IPM: Índice de precios al por mayor.31.41% 48.845 9% 192. US$/lb.00 Panel 24.00% 19. IPCu:Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres.00. TC: Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú.00.23% 9032. cotización de Oferta y Demanda . TA: Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico publicada por la Superintendencia de Administración Tributaria del Perú.00) en el coeficiente de participación del conductor de cobre (C) es 100%. El Informativo . Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el segundo mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.00% 100. B: Coeficiente de participación de los productos importados.662612 298. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible al último día hábil del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes serán aplicadas.Cargos de Corte y Reconexión FA = Siendo: IPM IPM 0 A: Coeficiente de participación de la mano de obra y productos nacionales./US$) TA0 Cu(%)(1) IPM0 IPCu0 (ctv. La participación de las partidas arancelarias en el coeficiente de participación de los productos importados (B) es la siguiente: Partida Arancelaria Tipo de Módulo BT8-050/BT8-080 BT8-160/BT8-240/BT8-320 8504.38% 27.41% Total 100. US$/lb) : : : : 2.
90. calculada de acuerdo con la participación de las respectivas partidas arancelarias. no corresponde el gravamen del IGV a usuario final por la prestación del servicio eléctrico. La tarifa se aplicará mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para cada tipo de módulo. la tarifa máxima aplicable corresponderá a una ponderación de las tarifas máximas 100% Estado y 100% Empresa. La facturación podrá efectuarse en forma mensual. CONDICIONES DE APLICACIÓN Tarifa La Tarifa Eléctrica Rural se aplicará a los suministros de energía eléctrica. aprobada por la Resolución OSINERGMIN N° 182-2009-OS/CD. La actualización de la tarifa eléctrica rural se realizará en la misma oportunidad que la actualización del Valor Agregado de Distribución (VAD). Ley del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE). es la siguiente: Tipo de Módulo BT8-050/BT8-080 BT8-160/BT8-240/BT8-320 TA0 6. semestral o anual mientras que el reparto de los recibos o facturas. literal b) de la Norma de Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final.38%  El valor base del tipo de cambio del Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica (TC0) corresponde al 31/05/2010.20. comunicando a la empresa los medios.11.La Tasa Arancelaria base (TA0) para el rubro de productos importados.89. Partida 8504. o aquella que la reemplace. se aplicará las disposiciones previstas por la Ley N° 27510. 6.  Los valores base de las tasas arancelarias (TA0) se determinaron a partir de las tasas por partidas arancelarias vigentes al 31/05/2010.31.10. de acuerdo a lo previsto por la Resolución OSINERGMIN N° 181-2009OS/CD y sus modificatorias.07% 4. y sus modificatorias.00 8541. requerirá la información necesaria. así como la cobranza se efectuará de forma mensual. Asimismo. OSINERGMIN. de conformidad con la LGER y su Reglamento. En el caso de la aplicación de las tarifas para las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037. aplicable a usuario final por la prestación del servicio eléctrico.00 9032. Los factores resultantes de las fórmulas de actualización serán redondeados a cuatro decimales previamente a su aplicación.  El valor base del precio del cobre corresponde al promedio de los precios promedios mensuales de los 12 últimos meses que terminan en mayo de 2010. aprobada por la Resolución OSINERGMIN N° 182-2009-OS/CD. previamente a la aplicación de la tarifa. La tarifa tiene carácter de máxima de conformidad con la LGER y su Reglamento y no incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV). En el caso de empresas prestadoras del servicio eléctrico con inversión mixta (Estado y Empresa). en función de factores de proporción que reflejen la inversión del Estado y la inversión de la Empresa.40.00. de acuerdo a lo establecido en el Artículo 31°. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.00 8507. formatos y plazos para la entrega de la misma.00 Tasa 0% 9% 0% 0%  El valor base del índice de precios al por mayor (IPM0) corresponde al mes de mayo 2010. para lo cual la empresa prestadora deberá solicitar al OSINERGMIN la revisión y fijación anual de los factores de proporción correspondientes. 10 El Informativo . pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado que es atendido exclusivamente por sistemas fotovoltaicos. así como aquellas previstas en la Norma Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final. previa solicitud.
24 11. así como los cargos por corte y reconexión. Cuando la situación de falta de pago se haya prolongado por un periodo superior a seis (6) meses. Los tipos definidos son los siguientes: Energía Promedio Mensual Disponible (kW. contados a partir del día siguiente de efectuado el pago. La reconexión se efectuará en un plazo máximo de siete (7) días.65 El Informativo 11 . a efectos de la aplicación y uso del FOSE. en los casos siguientes: 1. La atención de nuevos usuarios se efectuará de acuerdo a las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas.19 29. que aprobó la Norma Procedimiento de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica. componentes o instalaciones internas retirados para la atención de nuevos usuarios. 2.Las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía eléctrica. debidamente notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del servicio eléctrico. 3. Cuando se haya conectado equipos que no cuenten con las características técnicas indicadas por la empresa prestadora o que excedan la carga de diseño del sistema fotovoltaico. componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico.11 21. 4. Ley General de Electrificación Rural y sus respectivos Reglamentos. CONCLUSIONES  Para efectos de la tarifa eléctrica rural se analizó y estableció los tipos de módulo de sistemas fotovoltaicos a utilizar.81 Selva y Amazonía 6. Sistemas Fotovoltaicos Corte y Reconexión El prestador del servicio eléctrico podrá efectuar el corte inmediato del servicio eléctrico (bloqueo o desconexión del controlador). El prestador del servicio eléctrico podrá utilizar los equipos. sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes.32 11.14 Sierra 7. Cuando se haya vulnerado. o aquella que la reemplace. Cuando se haya producido el robo o sustracción de cualquiera de los equipos.h/mes) Tipo de Módulo BT8-050 BT8-080 BT8-160 BT8-240 BT8-320 Potencia Instalada (Wp) 50 80 160 240 320 Tensión de Servicios 12 V DC 12 V DC 220 V AC 220 V AC 220 V AC Costa 7. El prestador del servicio atenderá la solicitud de acuerdo a la disponibilidad de módulos. componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico.92 33.73 24.07 9. sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes.51 24.51 32. cuando estén pendientes de pago facturaciones. 7. Retiro del Sistema Fotovoltaico El prestador del servicio eléctrico podrá efectuar el retiro del sistema fotovoltaico.75 16. alterado o intervenido sin autorización cualquiera de los equipos. de acuerdo a las condiciones especificadas en las opciones tarifarias para sistemas fotovoltaicos. La reconexión sólo se efectuará cuando el usuario haya abonado al prestador del servicio el importe de las facturaciones pendientes de pago.66 13. Cambio del Módulo El usuario podrá solicitar el cambio del módulo del sistema fotovoltaico por otro de mayor potencia.54 16. deberán seguir los criterios y procedimientos dispuestos por la Resolución OSINERGMIN N° 689-2007-OS/CD.
61 148.73 56.35 934. Inversiones 100% Estado Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm.72 BT8-160 291.  A efectos de la correcta aplicación de la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos se requiere el establecimiento de sus condiciones de aplicación.52 BT8-240 467.31 505.44 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.57 BT8-320 255.70 BT8-080 55.86 640.95 BT8-160 493.25 426.90 460. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía./mes) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Amazonía (1) BT8-050 30.27 702.90 BT8-240 116.20 114.79 497.68 79. Inversiones 100% Estado Cargo Fijo (S/.45 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.81 300.56 57.  Los resultados de la tarifa eléctrica rural para sistemas fotovoltaicos son los siguientes: Cargo Fijo Inversiones 100% Empresa Cargo Fijo (S/.62 63./kW.13 377.01 43.80 67. 12 El Informativo . S/.16 564.21 730.71 446.75 35.51 190. es el siguiente: Inversiones 100% Empresa Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm.75 64. utilizando la energía promedio mensual disponible.46 101. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.82 49.10 70.29 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.81 BT8-240 268.68 BT8-320 451.01 30.50 117.06 792.52 85.97 424.24 638.07 56. S/.39 BT8-080 308.64 130.05 BT8-320 149.61 BT8-160 82./kW.75 BT8-080 36. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.47 841.04 260. Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio El Cargo Fijo expresado en Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio.50 479.68 320.32 387.h) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Amazonía (1) BT8-050 621.38 698.27 37.30 490.06 276.10 BT8-080 474.Se estableció la energía promedio mensual disponible de cada tipo de módulo a efectos de pasar los costos fijos a costos fijos por unidad de energía con la finalidad de la aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) en la comercialización de la energía eléctrica de los sistemas fotovoltaicos./mes) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Amazonía (1) BT8-050 45.88 (1) Aplicable a las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037.98 167.94 90.64 653.39 BT8-320 84.72 579.h) Tipo de Módulo Región Costa Sierra Selva Amazonía (1) BT8-050 409.37 51.97 616.04 103.08 BT8-160 48.96 642.52 46.16 38.18 440.87 BT8-240 66.47 341.76 150. Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía.42 92.50 494.53 83.16 48.
12 11.12 169 275-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 11.12 11.12 30.2010 09.12 11.2010 09. Aprueban Altas.12.12 30.11 164 269-2010 22.12 22.12 175 279-2010 21.12 22.12 10. 177 288-2010 29. en lo relacionado a la condición de aplicación respecto al pago de los cargos de la tubería de conexión y acometida por parte de los usuarios no habilitados.11 24.12 170 276-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 24.A.12 166 272-2010 09. 168 274-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 11.12 Aprueban Procedimiento Técnico del COES “Cálculo de la Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador RER”. Disponen publicación del Proyecto de Resolución que modifica las Compensaciones Anuales del Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados y los Precios en Barra Efectivos de los Sistemas Aislados.2010 09.12 174 278-2010 21.12 30. Aprueban “Procedimiento para la comparación de Precios Regulados”. Aprueban Bases Integradas para la Licitación de Largo Plazo de Suministro de Energía Eléctrica para el Sistema Aislado Iquitos de Electro Oriente S.11 24.12 171 280-2010 21. Modifican diversas disposiciones de la Resolución Nº 079-2010OS/CD mediante la cual se aprobaron las Compensaciones Anuales del Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados y los Precios en Barra Efectivos aplicables a periodo mayo 2010 – abril 2011. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 2522010-OS/CD.A. Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Luz del Sur S.A.12 10.12. que aprobó las Tarifas Únicas del Sistema de Distribución de Gas Natural de Lima y Callao. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 252-2010-OS/CD.12 173 282-2010 21.12 22.12.12 Disponen publicación del Proyecto de Resolución que modifica la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD en lo correspondiente a las Líneas Independencia – San Juan (L-207 y L-208) durante el periodo noviembre 2006 – abril 2007. Proyecto de resolución que modifica la Resolución OSINERGMIN Nº 079-2010-OS/CD. Proyecto de Resolución que aprueba la modificación del Procedimiento Técnico COES PR-13 “ Determinación de la Energía Firme de las Unidades Generadoras de las Empresas Integrantes del COES”.11 El Informativo 13 .Resoluciones Tarifarias RESOLUCIONES DEL CONSEJO DIRECTIVO RELACIONADAS CON LA GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA Año 2010 2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 178 289-2010 29. bajas y metrados existentes de las instalaciones de distribución eléctrica de diversas empresas.A.12 23. Declaran fundado e infundado extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Edelnor S. Aprueban Bases Ajustadas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para la Empresa Concesionaria de Distribución Electro Dunas S.12 165 270-2010 22.. Disponen la modificación de la Resolución OSINERGMIN Nº 261-2009OS/CD.12 23.A.A.A.12 167 273-2010 09.12 176 287-2010 29.A. Aprueban la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del SST y/o SCT. Licitación ELD-01-2010. Declaran improcedente recurso de reconsideración interpuesto contra las Resoluciones Nºs 181-2009-OS/CD y 234-2010-OS/CD. incorporando el Peaje de Conexión del Sistema Garantizado de Abengoa Transmisión Norte S.12 172 281-2010 21.
10 29. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 217-2010-OS/CD y disponen modificación del Saldo de la Compensación CRC.10 30. 148 243-2010 19.10 30. Disponen publicación del Proyecto de Resolución que modifica el Artículo 16º de la Resolución OSINERGMIN Nº 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao.10 Fijan factores de proporción aplicables en el cálculo de la tarifa eléctrica rural para el periodo noviembre 2010 – octubre 2011. 150 255-2010 28.10 Suspenden Proceso de Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para el sistema aislado Iquitos de Electro Oriente S.10 14 El Informativo . contra la Resolución OSINERGMIN Nº 217-2010-OS/CD. Aprueban Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y su fórmula de reajuste.10 30.A. PR02. Aprueban factores de actualización “p” y “FA” aplicables para determinar los cargos unitarios por compensación a partir del 4 de noviembre de 2010.10 159 253-2010 28.A. Declaran la nulidad de las etapas realizadas con posterioridad a la Convocatoria a Licitación de Largo Plazo de Suministro de Energía Eléctrica para el Sistema Aislado Iquitos de Electro Oriente S. PR05.10 29.10 153 247-2010 28. aplicable en la facturación del periodo noviembre 2010 – enero 2011 149 254-2010 28.11 24.A.10 154 248-2010 28.10 157 251-2010 28. PR-09 y PR-29. Disponen la publicación del proyecto de resolución que aprueba la modificación de los Procedimientos Técnicos COES PR-01.10 155 249-2010 28.10 01. Declaran fundados en parte e infundados los extremos de recurso de reconsideración interpuesto por Asociación Civil Perú Microenergía y modifican la Resolución Nº 206-2010-OS/CD.11 161 256-2010 28. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 2172010-OS/CD.10 25.10 151 258-2010 28.A.10 152 241-2010 11.10 30.11 160 257-2010 28.A. 162 260-2010 08.10 29. Disponen publicación del Proyecto de norma “Procedimiento para la atención de Quejas por Defectos de Tramitación”.10 30.10 Aprueban Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica.10 158 252-2010 28. Precisan Información con la cual el COES efectuará el cálculo del Saldo final por Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad. cuyas Bases Integradas fueron aprobadas por Resolución OSINERGMIN Nº 231-2010-OS/CD.10 30. Declaran fundado en parte e infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Enersur S. Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Edegel S.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 163 268-2010 22.10 30.11 10.10 30.10 30.10 156 250-2010 28. PR-06. Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa Kallpa Generación S. Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) contra la Resolución OSINERGMIN Nº 217-2010OS/CD.11 Proyecto de Resolución que aprueba la modificación del Procedimiento Técnico COES PR-03 “Pronóstico de la Demanda a Corto Plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”.A.
10 138 230-2010 28.A.10 144 242-2010 19.10 20.10 136 228-2010 28. Edecañete S.A.. Nº 288-2009-OS/CD.10 141 234-2010 29. en el VADMT. que fijó los Valores Agregados de Distribución para el Sector Típico 1 para el periodo noviembre 2009 – octubre 2013. y el Programa Trimestral de Transferencias por Mecanismos de Compensación del periodo agosto 2010 .A. Electro Oriente S. Declaran fundado.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 147 245-2010 19. que aprobó el Precio Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del SEIN. Aprueban la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” y dejan sin efecto la Resolución OSINERGMIN Nº 0242008-OS/CD.A.A.. Disponen la prepublicación de las altas y bajas de metrados existentes de las instalaciones de distribución eléctrica en el periodo de 1 de julio de 2008 al 30 de junio de 2009. Aprueban Bases Integradas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Luz del Sur S. y Electro Dunas S. la incidencia del costo de capital de trabajo en el VADMT y VADBT.10 143 239-2010 11. Edelnor S.10 El Informativo 15 . Disponen publicación del proyecto de resolución que aprueba el Procedimiento Técnico del COES “Cálculo de la Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador RER”.10 137 229-2010 28. Declaran no ha lugar el pedido de nulidad. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 197-2010-OS/CD.10 20.10 Disponen la publicación del proyecto de Resolución que aprueba la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT”.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 189-2010-OS/CD.A.A. fundado en parte.10 21.09 01. los factores de economía de escala y diversos coeficientes contenidos en la Resolución OSINERGMIN Nº 189-2010-OS/CD. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 189-2010-OS/CD.10 140 233-2010 29. que fijó los Valores Agregados de Distribución para el Sector Típico 1 para el periodo noviembre 2009 – octubre 2013.A. improcedente e infundados.. Modifican la Norma "Procedimiento de Aplicación del Artículo 4º del Decreto Supremo Nº 048-2008-EM". VADBT y VADSED. aprobada mediante la Res. los costos de operación y mantenimiento (OyM). Modifican los Valores Agregados de Distribución. Declaran fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur.10 142 238-2010 11. fundado en parte e infundados extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S.09 01.10 139 232-2010 29.10 145 246-2010 19. cuyo Anexo forma parte integrante de la Resolución y establecen plazo para remitir opiniones y sugerencias.octubre 2010. que fijó los Valores Agregados de Distribución para el Sector Típico 1 para el periodo noviembre 2009 – octubre 2013.09 04.A.A.10 13.10 21. 146 244-2010 19.09 04. extremos del recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica Luz del Sur S.09 01.10 14.A. Disponen publicación del proyecto de norma “Procedimiento para la comparación de Precios Regulados”.A. Declaran nulidad del acto de presentación de sobres de precalificación y modifican Cronograma del Proceso de Licitación de Largo Plazo de Suministro de Energía Eléctrica para el Sistema Aislado Iquitos de Electro Oriente S.09 04. relacionados con la participación de los costos de inversión (aVNR). y su fórmula de reajuste.
Disponen publicación del proyecto de resolución que aprueba la modificación de la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica”.09 129 224-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 16.08 123 214-2010 26.09 128 219-2010 26. las Tarifas Únicas de Distribución de gas natural por red de ductos y los Cargos Máximos de Corte y Reconexión del servicio. el cual se constituye en un Débito Disponen la publicación del documento “Proceso de Regulación de los Precios en Barra” correspondiente al periodo mayo 2010 – abril 2011.25 del Artículo 1º de la Norma “Procedimiento para Compensaciones de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato”.08 29. Aprueban modificación del Procedimiento Técnico Nº 07 y del Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES SINAC. que aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones.09 30.2010 9.08 127 218-2010 26. Modifican el Anexo de la Res. que aprobó el Proceso para establecer el “Procedimiento de Reajuste de las Tarifas de Distribución de Gas Natural de la Concesión de Lima y Callao”.09 30.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 135 235-2010 28. entre otros.08 29.09 Aprueban modificaciones al Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimientos de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)”. de la concesión Lima y Callao.08 120 211-2010 23. “Determinación de los Costos de Mantenimiento de las Unidades Termoeléctricas del COES”Disponen publicación del proyecto de resolución que aprueba la modificación de la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”. Modifican los artículos 4º y 5º de la Resolución Nº 261-2009-OS/CD.08 28.09 12.08 16 El Informativo . Disponen publicación del proyecto de Resolución que modifica la Norma “Procedimiento de Aplicación del Artículo 4º del Decreto Supremo Nº 048-2008-EM”.09 132 227-2010 20.A.08 28. Precisan fecha límite para la presentación de las altas y bajas de los metrados existentes de las instalaciones de distribución eléctrica a que se refiere la Guía de Elaboración del VNR de las instalaciones de Distribución Eléctrica.08 29.08 126 217-2010 26. Aprueban Bases Integradas para la Licitación de Largo Plazo de Suministro de Energía Eléctrica para el Sistema Aislado Iquitos de Electro Oriente S.09 133 236-2010 28.08 125 216-2010 26.09 130 225-2010 9. Aprueban modificación del Procedimiento Técnico Nº 34 del Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Nº 121-2010-OS/CD. Aprueban Procedimiento Técnico COES “Programación de Mediano Plazo de la Operación del SEIN”.08 121 212-2010 26. Suspenden aplicación del “Procedimiento de Sustitución de las Válvulas de Paso Existentes por Válvulas de Paso que Cumplan con las Normas Vigentes” aprobado mediante Res.08 30. Nº 055-2010-OS/CD.08 124 215-2010 26.09 21. 134 231-2010 28.09.09 21.08 28.08 29.09 29. Modifican el numeral 1.09 131 226-2010 20.08 122 213-2010 26.09 12. Aprueban el “Procedimiento de Aplicación de la Tarifa Única de Transporte de Gas Natural (TUTGN)”. Aprueban valor de Saldo de la Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad a favor de los Usuarios.08 25. de la Licitación ELECTRO ORIENTE.
07 28.07 28.07 22.08 16. Aprueban Precio Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del SEIN.08 115 209-2010 12.07 28.08 14. Aprueban Factor de Recargo del FOSE aplicable a cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados y aprueban Programa Trimestral de Transferencias Externas correspondiente al periodo agosto-octubre 2010. así como los Cargos de Corte y Reconexión aplicables a los suministros de energía eléctrica pertenecientes a un sistema eléctrico rural aislado atendido exclusivamente por sistemas fotovoltaicos.07 111 199-2010 26.A.U.08 13.08 14. registre la deferencia de saldo generado por la aplicación del D. Disponen la publicación del proyecto de resolución que aprueba la modificación del “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de Retiros Sin Contrato” aprobado por Resolución OSINERGMIN Nº 001-2009-OS/CD. 118 210-2010 12.08 113 201-2010 26.08 14.07 28.08 Fijan la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos y su fórmula de actualización.08 117 208-2010 12. Nº 109-2009. entre otros. de la concesión de Lima y Callao. la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos y las respectivas categorías tarifarias de consumidores. Disponen la publicación del documento “Proceso de Regulación SST y SCT” correspondiente al periodo noviembre 2009 – abril 2013. Proyecto de Resolución que aprueba la liquidación del Saldo de Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 119 206-2010 12.07 108 191-2010 20.07 22.08 114 202-2010 26. Disponen publicación del Proyecto de Resolución que adecúa la Resolución Nº 261-2009-OS/CD y sus modificatorias.U.07 28. Nº 037-2008.y el monto indicado en la Resolución Nº 009-2010-OS/CD como ingreso efectivo para cubrir costos generados por aplicación del D. y su fórmula de reajuste. Proyecto de Resolución que aprueba la modificación del Procedimiento Técnico COES Nº 07 “Cálculo de los Costos Marginales de Energía de Corto Plazo” y del Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COESSINAC. Disponen que Electro Perú S. Declaran improcedente recurso de reconsideración interpuesto contra la Resolución Nº 140-2010-OS/CD. Aprueban Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos del Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión”.07 110 198-2010 26. que fijó. Aprueban Procedimiento para la Determinación. Disponen la publicación del proyecto de resolución que aprueba la Normal “Procedimiento de Aplicación de la Tarifa Única de Transporte de Gas Natural (TUTGN)”. Fijan Valores Agregados de Distribución y Cargos Fijos y coeficientes de las fórmulas de actualización de los Valores Agregados de Distribución del Sector Típico 1. y el Programa Trimestral de Transferencias por Mecanismos de Compensación del periodo agosto 2010 – octubre 2010.07 112 200-2010 26.07 106 189-2010 20. Registro y Resguardo de la Información Confidencial.07 El Informativo 17 .07 12.07 107 190-2010 20.08 116 207-2010 12.07 22.07 109 197-2010 26.
y Electro Dunas S. Edecañete S.07 16.07 97 178-2010 30. Declaran fundado en parte el recurso de reconsideración interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S..A.A.06 01.06 02. Declaran fundado en parte recurso de reconsideración interpuesto por Enersur S.06 26. Luz del Sur S.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 105 186-2010 15. Edelnor S.A.A. Declaran no ha lugar la solicitud de nulidad interpuesta por Kallpa Generación S. Electronoroeste S.A.A. Luz del Sur S.A. Dictan disposiciones relativas al Saldo de la Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad y disponen iniciar proceso de regulación para determinar cargo unitario a ser aplicable a usuarios o una compensación a su favor.A. denominada Licitación ED-032009-LP-II. 104 185-2010 15.A.06 95 171-2010 24.. y su fórmula de reajuste.07 Aprueban Bases Integradas para la Segunda Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución..A.06 26.A.A. Electro Oriente S..A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 099-2010OS/CD y declaran improcedente pedido de restitución del Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural para Generación Eléctrica.A.A.07 16. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 095-2010OD/CD por la cual se aprobaron los Factores de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta a nivel de empresa aplicable al VADMT y VADBT de los sistemas de distribución eléctrica Lima Norte y con demanda máxima mayor a 12 MW.. Electrocentro S. que aprobó el Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.. Proyecto de Resolución de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltáicos).06 02.A.A.07 100 180-2010 30. Aprueban las Bases para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para Electro Oriente S. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 099-2010OS/CD y declaran improcedente pedido de mantener en la facturación el Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural para Generación Eléctrica. Edelnor S. de la Licitación LDS-012010-LP. Declaran fundado recurso de reconsideración interpuesto por Electro Dunas S.A.06 02. aplicables a partir del 01 de mayo de 2010.A.A. Hidrandina S. Aprueban Bases Integradas para la Segunda Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución.A.07 96 174-2010 24.A.A. (Edelnor) contra la Resolución OSINERGMIN Nº 092-2010OS/CD.07 98 177-2010 30.07 99 179-2010 30.06 02. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 099-2010OS/CD y disponen inicio de proceso de regulación para determinar cargo unitario aplicable a usuarios o una compensación a su favor.07 103 184-2010 15.07 101 181-2010 30. Aprueban Bases Ajustadas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución.. y Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.06 02.A.06 18 El Informativo .07 102 182-2010 30. y Coelvisac denominada Licitación Distriluz. Declaran fundado en parte recurso de reconsideración interpuesto por Edegel S.A. Electronorte S.07 16.
06 88 145-2010 10.06 13.A. 93 173-2010 24.06 12.A. la publicación del Cargo Unitario por Prima correspondiente a la C. Luz del Sur S. Declaran no ha lugar pedido de nulidad parcial de la Res. y Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S. la modificación del Peaje por Conexión y el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión de Red de Energía del Perú establecidos en la Resolución OSINERGMIN Nº 079-2010-OS/CD.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 94 170-2010 24. Nº 1012010-OS/CD formulada por la empresa de Transmisión Callalli S.A.1 del artículo 4° del Decreto de Urgencia N° 010-2004. Licitación ED-02-2009-LP.A.05 31...06 86 141-2010 04. la modificación del Peaje por Conexión y el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Consorcio Transmantaro.06 92 172-2010 24..06 Aprueban el Peaje Unitario por Compensación que deberá adicionarse a los Peajes correspondientes a los SST y SCT hasta el 30 de abril de 2011. Modifican e incorporan diversos artículos en el Reglamento de Supervisión de Actividades Energéticas y Mineras de OSINERGMIN aprobado por Resolución OSINERGMIN Nº 205-2009-OS/CD.A.06 25.06 84 124-2010 27.06 83 118-2010 27.C.06 90 147-2010 10. Declaran fundado el recurso de reconsideración interpuesto por Consorcio Transmantaro contra la Resolución OSINERGMIN Nº 0792010-OS/CD.A. Nº 249-2009-OS/CD.06 87 144-2010 10. efectuado mediante carta G-579-2001.A. efectuado por la Comisión de Negociación y Defensa de los Usuarios de Hidrandina – Virú.06 08.A. Declaran No Ha Lugar el pedido de nulidad de oficio respecto de la Res. Roncador.06 89 146-2010 10.06 91 169-2010 24. fijó los Precios en Barra. que entre otros. respecto del procedimiento administrativo que iniciara el 29 de marzo de 2010 con la publicación de su intención de iniciar el proceso de licitación de suministro de energía eléctrica para el Sistema Eléctrico San Martin. designan representantes en Comisión Consultiva a que se refiere el numeral 4.05 04. Declaran infundado recurso de reconsideración interpuesto por Luz del Sur S. Aprueban las Bases Ajustadas para la Segunda Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empesas Concesionarias de Distribución Edelnor S.05 El Informativo 19 .06 25.H. la aprobación del Reajuste de la Remuneración Anual (mayo 2009-abril 2010) y la Remuneración Anual por Ampliaciones (mayo 2010-abril 2011) de Red de Energía del Perú fijado en la Resolución OSINERGMIN Nº 079-2010-OS/CD.06 08.A.06 26. Modifican diversos aspectos de la Resolución OSINERGMIN Nº 0792010-OS/CD. y publican nueva Banda de Precios para todos los combustibles. entre otros. Disponen la publicación del Proyecto de Resolución que aprueba la Norma “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión. contra la Res. Designan a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria como área encargada de actualizar las Bandas de Precios Objetivos.06 12. Aprueban Desistimiento de la Empresas de Distribución Eléctrica Electro Oriente S.06 25. Nº 101-2010-OS/CD. y aprueban el Reajuste Liquidación de la Remuneración Anual de Red de Energía del Perú (mayo 2009-abril 2010). Disponen.06 12.06 85 140-2010 04.
A. Aprueban las Bases Ajustadas para la Segunda Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las empresas concesionarias de distribución.05 80 116-2010 27.05 77 119-2010 27.. el mismo que incluye el procedimiento para fijar la metodología para la determinación de las variables significativas respecto a las bases utilizadas para la aprobación de la tarifa de distribución de gas natural.05 20 El Informativo . respecto del procedimiento administrativo que iniciara el 27 de marzo de 2010 con la publicación de su intención de iniciar el proceso de licitación de suministro de energía eléctrica ED-01-2010LP.05 28. Electrocentro S.05 28.05 31. Disponen la publicación del proyecto de resolución que fija el Valor Agregado de Distribución del Sector Típico 1. Fijan las Tarifas y Compensaciones de Instalaciones de Transmisión no incluidas en la última regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aplicables para el período comprendido entre en 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013.A.A.05 30.05 75 113-2010 27.. aplicable al período comprendido entre el 01 de Noviembre de 2009 y el 31 de Octubre del 2013. Declaran fundado recurso de reconsideración interpuesto por Maja Energía S.05 Aprueban Desistimiento de la Empresa de Distribución Eléctrica Lima Norte S..05 09. Hidrandina S.C. contra las decisiones contenidas en los Oficios Nºs 0234 y 0238-2010-GART.05 30.05 29.A. Hidrandina S.A... contra la Resolución OSINERGMIN Nº 056-2010-OS/CD que fijó las Tarifas Iniciales del Gasoducto Andino del Sur. y Electrocentro S.A.05 74 105-2010 11.05 29.A.05 79 115-2010 27. 81 121-2010 27.05 13. Disponen publicación de proyecto de Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del Sistema “Programación de mediano plazo de la operación del SEIN” Disponen publicación de proyecto de Modificación del Procedimiento Técnico Nº 34 del Comité de Operación Económica del Sistema “Determinación de los costos de mantenimiento de las unidades termoeléctricas del COES” Disponen la publicación del proyecto de resolución que aprueba el peaje Unitario por Compensación a ser adicionado al Peaje del Sistema Secundario de Transmisión y Sistema Complementario de Transmisión.A. Elecrtonoroeste S. Declaran infundados los recursos de apelación presentados por Electronoroeste S. y Coelvisac..05 30. Declaran no ha lugar el pedido de nulidad e infundados los demás extremos del recurso de reconsideración interpuesto por Kuntur Transportadora de Gas S.05 72 103-2010 07.05 78 120-2010 27. contra la Resolución Nº 079-2010-OS/CD.05 08.A. Aprueban el “Procedimiento de Reajuste de las Tarifas de Distribución de la Concesión de Lima y Callao”.A. efectuado mediante carta GRyGE-186-2010. Licitación Distriluz.05 07.05 76 122-2010 27. Declaran infundado recurso de reconsideración interpuesto por Edegel S. Electronorte S.A.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 82 117-2010 27.A.C.05 71 100-2010 06..A. Electronorte S..A.05 73 101-2010 07. contra la Resolución Nº 079-2010-OS/CD.
04. Aprueban Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados y el Programa Trimestral de Transferencias Externas mayo – julio 2010.04 15.04 63 092-2010 26. Establecen el valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA) definido en la Resolución Nº 082-2010-OS/CD.04 28. Modifican valores Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía de las Subestaciones Base de Tacna y Pucallpa.04 21.04 30.04 15. Disponen la publicación del Proyecto de Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de Instalaciones de Transmisión no incluidas en la última regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aplicables para el periodo comprendido entre el 1 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013.04 01.04 57 078-2010 13.04 59 080-2010 13. Aprueban Norma “Factor de Descuento Aplicable a las Tarifas de Red Principal cuando el Ingreso por el Servicio supera el Ingreso Garantizado” y Modifican la Norma “Procedimiento de Cálculo de las Tarifas de Transporte y Distribución de Gas Natural por Ductos para el Caso de la Red Principal de Camisea”. Fijan Tarifas de la Red Principal de Camisea.04 28. 69 098-2010 29. Aprueban Factores de Ponderación del Precio de la Energía (Ep) por empresa de distribución eléctrica.04 28. ha quedado sin efecto el Cargo unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural para Generación Eléctrica previsto en los Artículos 1º.04 Designan integrantes del Comité Permanente del OSINERGMIN para participar en procesos de Licitación de suministro de energía para los sistemas aislados.04 58 079-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 27.04 16. y su fórmula de reajuste. Cuadro Nº 3. Fijan Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución por Sector Típico y del Valor Agregado de Distribución de los Sistemas Eléctricos Rurales. Aprueban modificación de plazos previstos en el Cronograma de Fijación del VAD del Sector Típico 1. Fijan los Precios en Barra aplicables al periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2010 y el 31 de abril de 2011. El Informativo 21 .04 60 082-2010 13.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 70 099-2010 30.04 28. Aprueban el Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.04 15.2010 13.04 65 094-2010 26.04 62 61 086-2010 081-2010 20.04 66 095-2010 26.04 14.04 28. Aprueban Factores de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta a nivel de empresa aplicable al VADMT y VADBT de los sistemas de distribución eléctrica Lima Norte y con demanda máxima mayor a 12 MW. ítem 11 de las Resoluciones OSINERGMIN Nº 053-2009-OS/CD y Nº 079-2010-OS/CD debiendo las empresas eléctricas excluir de su facturación dicho cargo. aplicables para el cálculo del cargo de energía de diversas opciones tarifarias.04 67 096-2010 26.04 13.04 28.04 64 093-2010 26.05 Precisan que a partir del 30 de abril de 2010.04 68 097-2010 26.
Disponen diversos cambios de oficio a la Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009.03 44 064-2010 11. Aprueban modificación de la Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”.03 28. Nº 012-2010-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009” por la Empresa de Distribución Eléctrica Lima Norte S.03 28.A.A. modifica las Resoluciones OSINERG Nº 077-2004OS/CD y Nº 078-2004-OS/CD.A. presentado por Kallpa Generación S.03 26.A.03 28.03 43 061-2010 11.03 27. Disponen la publicación del Proyecto de Resolución que fija las Tarifas de Red Principal de Camisea. Declaran fundado.04 Califican como información confidencial al documento denominado “Exhibit E – Payment Schedule – Revisión 2”.03 49 069-2010 25. aplicables al periodo comprendido entre el 1 de mayo de 2010 y 30 de abril de 2012. 046 y 047-OS/CD. Nº 012-2010-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009” por la Empresa Luz del Sur S. contra las Resoluciones OSINERGMIN Nº 045.03 28.03 45 065-2010 11.03 54 074-2010 25.03 52 072-2010 25. ED-02-2009-LP.02 28. Califican como información confidencial a diversos documentos presentados a OSINERGMIN por la empresa Gas Natural de Lima y Callao S.12/03/2010).03 47 067-2010 25. 55 075-2010 25.03 27.11/03/2010 p.Cálidda. Declaran inadmisible recurso de reconsideración interpuesto por Compañía El Platanal. Declaran fundado en parte recurso de reconsideración contra la Res. Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto contra la Res.03 27. Nº 019-2010-OS/CD.A.03 51 071-2010 25.03 27. Levantan suspensión de los procesos de licitación ED-01-2009-LP.A. fundado en parte e infundado el recurso de reconsideración interpuesto contra la Res.A.A.03 46 076-2010 25.03 14.03 22 El Informativo .2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 56 077-2010 13. Nº 008-2010-OS/CD interpuesto por la Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte S. Nº 012-2010-OS/CD que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009” por la Empresa Electrocentro S. aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 012-2010OS/CD. interpuesto por Electro Andes S.03 12.03 14.03 48 068-2010 25.03 50 070-2010 25. . y dispone plazo para la recepción de comentarios y sugerencias a dicho proyecto (e. Aprueban Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del Sistema “Potencia Firma Disponible y Mínima Potencia Firme Disponible para Licitaciones de Largo Plazo”.03 42 060-2010 11. Modifican la Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009. y reajustan cronograma de dichos procesos. Declaran infundado el recurso de reconsideración interpuesto contra la Res. Declaran improcedente recurso de reconsideración contra la Res.04 14.03 53 073-2010 25. ED-03-2009-LP y Distriluz. Disponen la publicación del Proyecto de Resolución que aprueba la Norma "Factor de Descuento Aplicable a las Tarifas de la Red Principal cuando el Ingreso por el Servicio supera el Ingreso Garantizado".A.03 15.
L 605..A.A.A.02 35 050-2010 25.02 36 051-2010 24.02 27.A.02 El Informativo 23 .A.02 27. de la Licitación ED-03-2009-LP. así como las Celdas 60 kV atribuibles a la generación a las que se conectan las líneas de transmisión L 603.. y Electrosur S.A.. topes máximos de acometida. Electro Sur Este S.E. de la Licitación ED-02-2009-LP.03 39 057-2010 04.03 05.A.A. y Coelvisac.03 Designan integrantes del Comité para la Conducción del Proceso de Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en su Segunda Convocatoria.02 27. y Electrosur S. de la concesión de Lima y Callao.02 28.02 28. contra la Resolución OSINERGMIN 0032010-OS/CD mediante la cual se aprobaron los Factores de Compensación Tarifaria y modifican compensaciones anuales del mecanismo de compensación para sistemas aislados y los Precios en Barra Efectivos de los sistemas aislados. topes máximos de acometida.A. Fijan Tarifas Básicas Iniciales de Transporte del Gasoducto Andino del Sur por un período de regulación de 8 años. Corrigen errores materiales en las Resoluciones OSINERGMIN N° 034-2010-OS/CD. de la concesión de Lima y Callao..03 09. Suspenden diversos procesos de licitaciones hasta que se resuelva el recurso de reconsideración presentado por Compañía Eléctrica El Platanal S. las categorías tarifarias de consumidores. Ares y Transformados en la Subestación Callalli.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 41 059-2010 11. contados a partir del inicio de la Puesta en Operación Comercial. y modifican Artículo 4° de dicha resolución. se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones. Luz del Sur S.03 38 056-2010 04. Electronoroeste S. se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones.A. Electrocentro S.. entre otros.A.03 37 052-2010 24. de la Licitación Distriluz.E.A.02 27.A.A. y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo. 40 058-2010 08. L 654 y L 673. Electropuno S.02 27. y otras. Electro Sur Este S. Cayoma – S.A. entre otros...A.A. Modifican y precisan diversos artículos de la Resolución 261-2009OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao.A. y establecen cronograma para la realización de las etapas necesarias de dicha regulación. las categorías tarifarias de consumidores.. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.03 12.02 33 048-2010 25.A.A.A. Aprueban Bases Integradas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Edelnor S.02 32 047-2010 25.02 31 046-2010 25. 051-2010-OS/CD y 052-2010OS/CD relacionadas a la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao y la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao. Electronorte S.A. Declaran fundado Recurso de Reconsideración interpuesto por la empresa Electro Oriente S.03 05. L 606.A.A. Modifican y precisan diversos artículos de la Resolución 262-2009OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao. Aprueban Bases Integradas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Edelnor S. Electropuno S...A. fijan el Valor Nuevo de Reemplazo. Dan inicio al proceso de regulación de las instalaciones de transmisión Línea de Transmisión 66 kV SE Callalli – S. Aprueban Bases Integradas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Hidrandina S. 035-2010-OS/CD.A.. Luz del Sur S. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.02 34 049-2010 25.
se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones.02 22 037-2010 24.02 23 038-2010 24. Electropuno S.A. fijan el Valor Nuevo de Reemplazo.A. Edecañete S. topes máximos de acometida.A. fijan el Valor Nuevo de Reemplazo. las categorías tarifarias de consumidores.03 28 043-2010 25. contra la Resolución OSINERGMIN N° 294-2009-OS/CD.02 02. de la concesión de Lima y Callao. entre otros. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S. topes máximos de acometida. Electro Sur Este S.A. entre otros. las categorías tarifarias de consumidores. Declaran infundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Edegel S. y Electrosur S.. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao. contra la Resolución N° 262-2009OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao.A.A. entre otros. se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones. entre otros. Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Kallpa Generación S. entre otros. topes máximos de acometida.A..A. de la concesión de Lima y Callao. topes máximos de acometida. Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Kallpa Generación S. 29 044-2010 25. de la Licitación ED-01-2009-LP.02 Aprueban Bases Integradas para la Convocatoria a Licitación de Suministro de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Edelnor S.02 28.02 28. se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones. se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones.A.A. fijan el Valor Nuevo de Reemplazo.02 24 El Informativo . contra la Resolución N° 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao.A.A. Luz del Sur S. e Interconexión Eléctrica ISA Perú S. de la concesión de Lima y Callao.02 25 040-2010 24. Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S.A.A. Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S.A. fijan el Valor Nuevo de Reemplazo. Declarar improcedente el recurso de apelación interpuesto por el Consorcio Eléctrico de Villacurí S..02 28.02 27.A.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 30 045-2010 25.C. de la concesión de Lima y Callao.02 26 041-2010 24.A. contra la Resolución N° 262-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao.. se aprobaron el Plan Quinquenal de Inversiones.02 02. las categorías tarifarias de consumidores. Disponen la publicación del Proyecto de Resolución que modifica las Tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión de las empresas Red Eléctríca del Sur S. topes máximos de acometida. de la concesión de Lima y Callao.A.02 24 039-2010 24.abril 2011.A. contra la Resolución N° 2622009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de las Otras Redes de Lima y Callao.02 26.02 28.02 28. las categorías tarifarias de consumidores. las categorías tarifarias de consumidores. para el periodo mayo 2010 .A. Disponen la publicación del Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra aplicables al periodo comprendido entre mayo de 2010 y el 30 de abril de 2011.03 27 042-2010 25. y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo...
de la concesión de Lima y Callao. a raíz del análisis de los recursos de reconsideración presentados. y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo. así como la nulidad de las resoluciones Nºs 181-2009-OS/CD.02 17 030-2010 18. se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones. 20 035-2010 24. mediante la cual se modificaron diversas disposiciones de la Resolución N° 184-2009-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013. topes máximos de acometida. Aprueban el “Procedimiento de fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para suministros no convencionales (Sistemas Fotovoltaicos)” y su flujograma correspondiente como anexos Nº 1 y 2 respectivamente de la Resolución.02 19. aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 1822009-OS/CD.02 18 031-2010 18. de la concesión de Lima y Callao. montaje.02 19 034-2010 24.02 14 027-2010 18. y declaran la nulidad de oficio parcial de las Resolución OSINERGMIN N° 1502009-OS/CD mediante la cual se dispuso la prepublicación del proyecto de Resolución que fija las tarifas de distribución Eléctrica aplicables al período comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y 31 de octubre de 2013.02 Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Enersur S. de la concesión de Lima y Callao. Declaran improcedente el pedido de nulidad efectuado por Luz del Sur de la Resolución OSINERGMIN Nº 296-2009-OS/CD. contra la Resolución Nº 2792009-OS/CD.02 16 029-2010 18.A. y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo. Disponen publicación del Proyecto de modificación de la Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”.02 19.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 21 036-2010 24. entre otros.02 15 028-2010 18. contra la Resolución N° 2612009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao.A. Califican como información confidencial el documento denominado contrato entre Kallpa y Siemens “Ingenieria. disponiendo se retrotraiga el Proceso a la etapa i) del Anexo de la Resolución OSINERGMIN 668-2008-OS/CD. topes máximos de acometida.A.02 23.02 27. Declaran improcedente Recurso de Reconsideración interpuesto por el Proyecto Especial Olmos tinajones.02 27. las categorías tarifarias de consumidores. transporte.A. 296-2009-OS/CD.02 27. se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones. y se fijaron el Valor Nuevo de Reemplazo. en los temas vinculados a las citadas valorizaciones. las categorías tarifarias de consumidores. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao. se aprobó el Plan Quinquenal de Inversiones. topes máximos de acometida. suministro. Declaran fundado en parte Recurso de Reconsideración interpuesto por Gas Natural de Lima y Callao S. 297-2009OS/CD y 298-2009-OS/CD. obras civiles. las categorías tarifarias de consumidores. en el extremo del componente del VNR sobre valorización de subestaciones. entre otros. Declaran infundado Recurso de Reconsideración interpuesto por Edegel S.02 El Informativo 25 .02 19.02 19. contra la Resolución N° 261-2009-OS/CD mediante la cual se fijó la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao. pruebas y puesta en servicio de una celda de llegada en la Subestación Chilca” para la interconexión Kallpa III. entre otros.
Califican como información confidencial diversos documentos presentados por la Empresa Edegel S.2010 14. Aprueba Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados.01 Aprueban la norma “Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables”.02.01 29. aplicables a partir del 4 de febrero de 2010.02 Declaran improcedente Recurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa de Transmisión Callalli S. Aprueban la modificación del Procedimiento Técnico COES Nº 21 “Ingreso de unidades de generación.01 03 003-2010 14.2010 Nº Número Oficial Fecha de Expedición Fecha de Publicación Asunto o Materia Regulada 13 026-2010 18.A.02 19.01 07 009-2010 28.01 04 005-2010 14.A. contra la Resolución Nº 279-2009-OS/CD. Aprueba la resolución que actualiza de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2009.01 09 012-2010 28.01 29.02 19.C.01 29.02. a raíz del análisis de los recursos de reconsideración presentados.2010 04.01 15.02 10 010-2010 28. por OVOA-RSC y por Generación Adicional. mediante la cual se modificaron diversas disposiciones de la Resolución N° 184-2009-OS/CD que fijó las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013. 26 El Informativo . líneas y subestaciones de transmisión en el COES-SINAC”. Aprueba Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 12 025-2010 18.A.01 15. aplicables a partir de febrero del 2010.01 06 008-2010 28. Aprueban Norma “Procedimiento para Licitaciones de Suministro para Sistemas Aislados en el Marco de la Ley 28832”.01 15.01 29. Disponen la prepublicación del Procedimiento de Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (sistemas fotovoltáicos) y su flujograma.02 11 019-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 13.02 05. para el periodo febrero 2010-abril 2010. Aprueban Factores de Compensación Tarifaria y modifican compensaciones anuales del mecanismo de compensación para sistemas aislados y los Precios en Barra Efectivos de los sistemas aislados. Prepublicación de la resolución que fija las tarifas básicas iniciales de trasporte del Gasoducto Andino del Sur. aprobada mediante Resolución OSINERGMIN Nº 688-2008-OS/CD.01 02 002-2010 Corregida mediante Fe de Erratas publicada el 23.01 16.01 05 004-2010 14. Aprueban factores de actualización FA para determinar los cargos unitarios por CVOA-CMg.01 30. Modifican la norma “Procedimiento para Licitaciones de Largo Plazo de Suministros en el Marco de la Ley Nº 28832”.01 08 011-2010 28.01 01 001-2010 14.01 15.
0 1.0 2.5 5.5 6.5 1. Ago-09 1 A partir de Mayo del 2010 se utilizan los datos del Precio a Nivel de Generación para la elaboración de estos gráficos.5 2.5 3.0 0.5 6.5 1.5 4.5 5.0 0.ctv.h 0.0 4.5 3.0 3.5 4.0 3. US$/kW.5 1.0 0.5 2.5 3.0 2.5 2.0 1.0 4.0 5. US$/kW.0 2.h ctv.0 4.5 5.0 6.h ctv. Dic-09 Abr-10 Ago-10 El Informativo Ene-11 27 .0 Jun-97 Sep-97 Dic-97 Mar-98 Jun-98 Sep-98 Dic-98 Mar-99 Sep-99 Sep-99 Dic-99 Mar-00 Jun-00 Sep-00 Dic-00 Mar-01 Jun-01 Sep-01 Dic-01 Mar-02 Jun-02 Sep-02 Dic-02 Mar-03 Jun-03 Sep-03 Dic-03 Mar-04 Jun-04 Sep-04 Dic-04 Mar-05 Dic-99 Mar-00 Jun-00 Sep-00 Dic-00 Mar-01 Jun-01 Sep-01 Dic-01 Mar-02 Jun-02 Sep-02 Dic-02 Mar-03 Jun-03 Sep-03 Dic-03 Mar-04 Jun-04 Sep-04 Dic-04 Mar-05 Jun-05 Sep-05 Dic-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dic-06 Mar-07 Jun-07 Sep-07 Dic-07 Mar-08 Jun-08 Sep-08 Dic-08 Abr-09 Ago-09 Dic-09 Abr-10 Ago-10 Ene-11 Tarifas en Barra1 Jun-99 Total Sep-99 Energía Potencia Dic-99 Mar-00 Jun-00 Sep-00 Dic-00 Mar-01 Jun-01 Sep-01 Dic-01 Mar-02 Jun-02 Evolución del Precio Medio Barra Arequipa 138 kV Evolución del Precio Medio Barra Lima 220 kV Sep-02 Dic-02 Evolución del Precio Medio Barra Cusco 138 kV Mar-03 Jun-03 Sep-03 Dic-03 Mar-04 Jun-04 Sep-04 Dic-04 Mar-05 Total Jun-05 Total Jun-05 Sep-05 Dic-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dic-06 Mar-07 Jun-07 Sep-07 Dic-07 Mar-08 Jun-08 Sep-08 Dic-08 Abr-09 Ago-09 Dic-09 Abr-10 Ago-10 Ene-11 Energía Potencia Energía Potencia Sep-05 Dic-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dic-06 Evolución de las Tarifas de Electricidad Mar-07 Jun-07 Sep-07 Dic-07 AREQUIPA Mar-08 Jun-08 Sep-08 Dic-08 Abr-09 En los gráficos siguientes se muestra la evolución del precio medio de electricidad (energía.0 5.0 1. Cusco 138 kV (Cusco) y Arequipa 138 kV (Arequipa). US$/kW.0 0.0 5. potencia y total) en las barras de Lima 220 kV (Lima).5 7.0 3.5 4.0 Jun-97 Jun-97 Sep-97 Dic-97 Mar-98 Jun-98 Sep-98 Dic-98 Mar-99 Jun-99 Sep-97 Dic-97 Mar-98 Jun-98 Sep-98 Dic-98 Mar-99 Jun-99 0.5 6.
1% 7.9% -4.3% 4.4% 52.8% 5.6% 6.0% 11.0% 0.2% 59. 65kW.h) Diesel 2 Residual 6 Inflación Devaluación -4.3% 3.8% 2.6% -7. residual 6. inflación y devaluación se muestra a continuación: Variación de las Tarifas Residenciales y Precios de los Combustibles en Lima vs.8% 50.4% 51.9% -4.7% 2.h) Residencial BT5B (125 kW.2% 21.8% 2.h 4 65 kW.1% 303.2% 15.1% 0.3% 6.4% 2002 6.6% -1. 28 El Informativo Nov-09 Ene-11 Abr-09 Abr-09 Set-10 0 .8% 2007 1.8% 3.9% -0.4% 6.0% 16.h 125 kW.5% 2004 11.5% -5.0% 7.6% 3.5% 8.0% -44.0% 318.1% -2.3% 2008 7.9% (*) Cifras al mes de Enero 2011: tarifas con cifras históricas e indicadores macroeconómicos con cifras estimadas.0% 15.7% 0.0% -7.h y 125kW.9% 24.Tarifas Aplicables a los Clientes Finales En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio medio residencial para clientes con consumos promedios mensual de 30kW.1% -6.0% 1.h 2 May-95 May-96 May-97 May-98 May-99 May-00 May-01 May-02 May-03 May-04 May-05 May-06 May-07 May-08 Ene-95 Sep-95 Ene-96 Sep-96 Ene-97 Sep-97 Ene-98 Sep-98 Ene-99 Sep-99 Ene-00 Sep-00 Ene-01 Sep-01 Ene-02 Sep-02 Ene-03 Sep-03 Ene-04 Sep-04 Ene-05 Sep-05 Ene-06 Sep-06 Ene-07 Sep-07 Ene-08 Sep-08 Tarifas Residenciales e Inflación La variación anual de las tarifas eléctricas residenciales en Lima durante el periodo 1997 – Enero 2011.7% 1.8% -7.1% -6.2% -8.5% 4.0% -20.5% 2.5% 2001 -26.7% -0.1% 2.5% 4.1% 6.7% 11.0% 0.h.1% -2.9% 7.3% 2.7% 42.5% 2006 -5.9% 8.7% 1999 15.9% 63.2% 2.5% -1.9% 6.9% 1998 2.4% -0.3% 2005 -1. así como la variación del diesel 2.0% -32.0% 15.8% 104.3% -6. Inflación y Devaluación 350% 300% 250% 200% 150% Variación (%) 100% 50% 0% -50% 1997 Residencial BT5B (30 kW.3% -3.6% -6.0% 2010 1.8% 2009 -4.9% -1.1% 2003 -3.h) Residencial BT5B (65 kW.3% -5.3% -1.3% 2.6% 1.9% -6.8% 2011 (*) Acumulada 4.1% 135.1% 35.8% -6.4% 6.0% 0.9% 18.1% 0.0% 0.1% 2000 2.2% -17.2% 3.9% 12.1% -5.h.Lima 14 12 10 8 6 30 kW.6% -33.3% 22.6% -5.7% 4.1% -26.6% 3. Evolución del Precio Medio Residencial .2% 16.4% 1.2% -0.6% -15.
6% para cada periodo respectivamente.III Trimestre (GW. El Informativo 29 .h.h 20 000 16 000 2008 10 850 9 348 20 198 2009 11 309 8 894 20 203 2010 12 212 9 728 21 941 12 000 8 000 4 000 0 2008 2009 2010 Regulado Libre ESTRUCTURA DE LAS VENTAS DE ENERGÍA 2010 2009 L I B R E Las ventas de energía del mercado libre en el tercer trimestre de 2010 representan el 44% de la venta total. 5%. Mercado Eléctrico Evolución de las Ventas de Energía Las ventas a usuarios finales. La variación de dichas ventas respecto a lo acontecido en similar periodo de los años 2008 y 2009 fue de 8. EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS DE ENERGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO 24 000 Ventas .h) Mercado Regulado Libre Total GW. La participación de las ventas de energía del mercado libre en el tercer trimestre de los años 2008 y 2009 fue de 46% y 44% respectivamente. fue de 21 941 GW.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA La información que se presenta a continuación resume los resultados de la información operativa al tercer trimestre del año 2010 en las empresas concesionarias de electricidad. 31% y 36% respectivamente. realizadas en el tercer trimestre de 2010 por las empresas de servicio público de electricidad. alta tensión. 2008 44% 44% 46% 54% 56% 56% R E G U L A D O Baja Tensión 36% Muy Alta Tensión 28% Media Tensión 31% Alta Tensión 5% Las ventas en muy alta tensión. media tensión y baja tensión representan el 28%.
media tensión y baja tensión representaron el 18%. respectivamente.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Alumbrado 2% Las ventas de energía en los sectores industrial. Industrial 54% Comercial 20% Residencial 24% Evolución de la Facturación por Ventas de Energía En el tercer trimestre del 2010. residencial. 4%. La participación de la facturación del mercado libre en el tercer trimestre de los años 2008 y 2009 fue de 38% y 30% respectivamente. 24%.III Trimestre (Millones de US$) Millones de US$ 1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0 2008 2009 2010 Mercado Regulado Libre Total 2008 1 039 626 1 666 2009 1 153 504 1 657 2010 1 274 562 1 836 Regulado Libre ESTRUCTURA DE LA FACTURACIÓN POR VENTAS DE ENERGÍA 2010 La facturación del mercado libre en el tercer trimestre de 2010 representa el 31% de la facturación total. respectivamente.8% respecto a lo alcanzado en el tercer trimestre de los años 2008 y 2009 respectivamente. 26% y 52%. alta tensión. 2 000 Facturación . 2009 L I B R E 31% 30% 38% 62% 70% 69% 2008 R E G U L A D O Baja Tensión 52% Muy Alta Tensión 18% Alta Tensión 4% Media Tensión 26% La facturación por ventas de energía en muy alta tensión. la facturación nominal por venta de energía eléctrica a usuarios finales (1 836 millones US$) aumentó en 10. comercial y alumbrado público representaron el 54%. 20% y 2%. 30 El Informativo .2% y 10.
151 . 101 .h (32%).INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Comercial 21% Residencial 35% Asimismo. los clientes con otros rangos de consumo representan el 38%. de acuerdo a los diversos tipos de consumo la facturación representa en el sector residencial el 35%.h (30%) y aquellos que consumen de 31 a 100 kW. en el sector industrial el 41%.150 kW. Número de Clientes Variación Anual Variación % 257 476 275 809 5.4% Comercial 7% Residencial 92% Alumbrado 0.300 kW. industrial y comercial).h 32% 0 .2% En junio del año 2010.7% 6 000 000 5 000 000 4 000 000 3 000 000 2 000 000 1 000 000 0 2008 2009 2010 2008 2009 2010 4 555 912 4 813 388 5 089 197 ESTRUCTURA DEL NÚMERO DE CLIENTES Industrial 0.30 kW.h 30% 5 089 197 Clientes Año Clientes El Informativo 31 . es así que en junio de 2010 se han atendido 275 809 nuevos suministros más que en junio de 2009 y 533 285 nuevos suministros más que en junio de 2008.h 15% 4 555 912 4 813 388 El sector residencial por su parte.h 6% Otros 4% 31 . Alumbrado 3% Industrial 41% Número de Clientes El parámetro comercial de mayor crecimiento es la atención de nuevos suministros.100 kW. el 92% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo residencial y el 8% restante a no residenciales (alumbrado público. está conformado principalmente por clientes que consumen de 0 a 30 kW.h 13% 301 . en el sector comercial el 21% y por el servicio de alumbrado público el 3% del total respectivamente.500 kW.7% 5.
79% con relación a la producción reportada para el mismo periodo del año anterior (29 805.3 18 966 18 752 11 054 29 805.7 102.6 1 038.7 579.5 1 526.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA ESTADÍSTICAS DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN Comparación IV Trimestre 35 000 De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC.7 764.0 68.5 187.0 77.7 3 457.9 0.8 1 038. de Fibras E.9 7 694.2 GW.4 1 237.0 720.3 115.9 5.9 0.3 187.8 28.0 692.6 757. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN . 30 000 765 25 000 1 038 1 238 3 209 1 672 758 2 209 20 000 1 526 722 2 116 AIPSA Celepsa Gepsa Chinango Kallpa S.3 1. de Fibras Kallpa Chinango Gepsa Celepsa AIPSA MAJA SINERSA TOTAL HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL 2010 HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL 7 048.6 100.7 102.h 2009 EMPRESAS Electroperú Edegel Egenor Eepsa SN Power Termoselva Shougesa Egemsa Egasa Enersur Egesur San Gabán S.1 683. Santa Cruz Shougesa Egesur Minera Corona Eepsa Electro Andes Cahua CPN Egemsa Termoselva San Gaban Egasa Egenor Enersur Electroperú Edegel 4 750 15 000 4 688 7 168 10 000 7 224 5 000 7 694 7 579 0 2009 2010 Respecto a la producción de energía reportada al cuarto trimestre del año 2009.0 203.0 146.7 742.7 2 044.5 71.5 105.6 3 209.9 38.5 0.14% y 21.8 147.4 146.0 579. la producción de energía eléctrica al cuarto trimestre del año 2010 fue 32 425.h).0 2.8 2 131.2 18.8 22.9 4 749.4 203.5 722.1 132.8 28.5 722.5 13 459 7 223.7 674.6 6.6 77.8 3 927.76% en la producción hidroeléctrica y térmica respectivamente.4 592.2 171.h.6 19.2 2 116. se han registrado variaciones de 1.2 591.7 1 671.9 4 011.6 19.5 77.5 6.1 119.1 132.2 18.1 7 052.9 7 167.3 736.3 32 425 32 El Informativo .3 895.1 147. Minera Corona E.9 608.5 764.7 3 994. valor que representa un aumento de 8.0 780. Santa Cruz S.6 3 209.8 4 687.3 2 208.8 53.GW.0 3 682.1 821.3 733.8 7 579.9 38.4 1 237.7 1 526.1 4 121.8 53.9 GW.9 757.5 608.0 1 025.0 1 025.0 720.8 22.8 1 671.6 683.
SEIN Participación IV Trimestre HIDROELÉCTRICA 2010 58% 63% 2009 37% 42% TERMOELÉCTRICA El Informativo 33 .7% -15.3% 3.7% 0.5% -0.0% -4.1% -8.7% -2.7% 135.9% -26.0% 0. Santa Cruz S.2% 17.9% -8.8% 8.0% 68.3% -71.6% 159.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA INCREMENTO / DECREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL SEIN IVTrimestre 2010 Vs IV Trimestre 2009 Electroperú Edegel Egenor Eepsa SN Power Termoselva Shougesa Egemsa Egasa Enersur Egesur San Gabán S.1% -19.2% 1.7% 20.5% 8.8% -1.7% -26.0% 0.8% 1.0% -38.1% -19.79% En términos de participación por tipo de fuente se observa que.0% 8.5% -5.5% -4.7% 135.2% 21.14% comparado con el cuarto trimestre del año 2009.8% 11.5% 68.2% 68.7% -4. Minera Corona E.6% 159.1% -13.76% 0.3% -71. de Fibras Kallpa Chinango Gepsa Celepsa AIPSA MAJA SINERSA TOTAL 0.6% -1. en el total de la energía producida al cuarto trimestre del año 2010.5% -0. la producción de energía proveniente de centrales hidroeléctricas ha registrado un incremento 1.14% 43.0% 17.8% -4.5% -5.8% 0. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE .0% 0.7% 15.9% -7.
3 136.0 113.0 0.7 29.0 29.0 13.4 0.6 0.0 57.4 132.3% E.0 3 098.6 121.0 175.0 5 848.8 649.0 88. Minera Corona Kallpa E.7 193.0 0.8 63.8 0.8 275.4 0. Fibras 1% Edegel 25% Chinango 3% Electroperú 17% Enersur 18% Egenor 8% Enersur 16% Electroperú 15% Egenor 10% S.9 0.1% Egesur 1% Shougesa 1% Egemsa1% Eepsa 2% San Gabán 2% SN Power 4% Egasa 5% Chinango 3% PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA IV Trimestre 2010 S.2 268.5 922.5 0.0 374.9 1 473.0 6.7 0.5 132.8 64.0 0.2 193.0 6 46.1% Edegel 23% CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN .7 193.5 10.9 492.9 132.3 60.0 0.8 13.4 9.9 19.4 0.8 88.0 0.1 0.8 175.0 22.0 34.6 217.5 988.0 367.5 0.8 0.0 0.8% E.8 268.0 9.6 367.6 217.4 34 El Informativo .3% Kallpa 6.0 20.4 120.3 136.2 0.1 0.0 113.8 0.5 146.6 175.4 1 029.4 0.8 175.6 0.6 8.2 268.1 893.8 132.9 6.0 3.0 2 858. Minera Corona 0.2 29.1% Sinersa 0% Gepsa 0.0 0.0 63.0 0.9 118.2% Celepsa 3.6 0.8 0.MW EMPRESA HIDROELÉCTRICA 2009 TERMOELÉCTRICA TOTAL 2010 HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL Edegel Chinango Electroperú Egenor Enersur Egasa SN Power Termoselva San Gabán Eepsa Egemsa Shougesa Egesur S.7 1 038.5 10. Santa Cruz 0.0 3 365.3 25.0 175.8 268.0 29.6 0. Minera Corona 0.0 88.0 0.0 0.4 19.0 102.8 193.3 552.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA ESTADÍSTICA DE LA CAPACIDAD EFECTIVA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) PARTICIPACIÓN POR CAPACIDAD EFECTIVA IV Trimestre 2009 Egesur 1% Shougesa 1% Egemsa 2% Eepsa 2% San Gabán 2% SN Power 5% Egasa 6% S.1 0.4 9.4% Aipsa 0% Maja 0.0 0.6 0.3% Kallpa 8.8 0.6 0. Santa Cruz S.0 34.8 88.5 989.0 9. de Fibras GEPSA CELEPSA AIPSA MAJA SINERSA TOTAL 551.2 1 474.9 19.0 565.2 922.0 103.4 20.4 901.6 565.5 886.0 374.0 0.4 0.0 2 989.6 175.0 0.4 7.9 0.5 886.3 322.0 148.0 64. Santa Cruz 0.8 324.8 19.0 3.
Minera Corona Egesur Shougesa Egemsa Eepsa San Gabán Termoselva SN Power Egasa Enersur Egenor Electroperú Chinango Edegel Evolución de la Cobertura de la Máxima Demanda De acuerdo a la información mensual remitida por el COES-SINAC. El siguiente cuadro muestra la evolución mensual de dicha variable desagregado por centrales hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN. Santa Cruz Kallpa S.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE . El Informativo 35 .SEIN Participación IV Trimestre HIDROELÉCTRICA 48% 2010 49% 2009 51% 52% TERMOELÉCTRICA CAPACIDAD EFECTIVA DEL SEIN Comparación IV Trimestre 6 500 6 000 5 500 122 5 000 0 4 500 4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 1 474 500 0 2009 2010 1 475 1 030 1 038 989 133 176 269 324 368 492 650 133 175 269 217 322 566 121 990 SINERSA MAJA AIPSA GEPSA S. fue 5.9% mayor que su similar registrado en el año 2009. de Fibras E. la cobertura de la máxima demanda registrada en el cuarto trimestre del año 2010.
2% 1 444 1 465 1 533 1 438 1 461 1 553 1 637 1 774 1 751 1 605 1 571 1 671 1 801 1 692 1 784 1 600 1 971 2 119 1 921 2 000 2 044 2 349 1 964 1 959 1 671 1 959 17. 2010 % Variación 2010/2009 2009 2 648 2 640 2 622 2 742 2 664 2 481 2 336 2 252 2 306 2 484 2 685 2 651 2 482 2 657 2 669 2 804 2 410 2 307 2 452 2 331 2 338 2 112 2 558 2 618 2. Se observa que la participación promedio de las centrales hidroeléctricas en la cobertura de la Máxima Demanda en el cuarto trimestre del año 2009 y 2010 es 62% y 56% respectivamente. Dem. COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA POR TIPO DE GENERACIÓN . IV Trim.618 -1.SEIN 100% 90% % Participación en la Cobertura de la Máxima Demanda 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 62% 56% Termoeléctrica Hidroeléctrica Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Ene-09 Jun-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Jul-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May.3% 4 091 4 105 4 155 4 180 4 125 4 034 3 973 4 025 4 057 4 088 4 256 4 322 4 283 4 349 4 453 4 404 4 381 4 425 4 373 4 331 4 382 4 461 4 522 4 578 4 322 4 578 5. IV Trim.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN ( MW ) AÑO MES HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA TOTAL ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO 2010 FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE Máx.9% El siguiente gráfico muestra la participación de las centrales en la cobertura de la máxima demanda en el SEIN. Dem.10 Nov-09 Jun-10 Ago-10 Oct-10 Jul-10 Nov-10 36 El Informativo Sep-10 Dic-10 0% . 2009 Máx.651 2.
1% 8.3% 9.5% Edecañete 20.1% 10.0% 7.6% 6.3% 9.5% 8.28% 7.0% 0.4% 8.10% 6.0% 3.84% 7.9% 20% 14.0% 7.) 25% 25% 6.6% 6.0% 9.3% 6.2% 15.0% 7.33% 7.0% 9.6% 6.0% 0.0% 8.0% 0.3% 3.3% 11.05% 7.6% 9.4% 7.1% 5% 6.9% 20.8% 3.6% 2.3% 6.5% 6.1% 2.6% 8.4% 4.4% 9.5% 8.6% 6.5% 9.8% 30% 25.2% 24.3% 8.2% 9.7% 2.2% 5.8% 3.6% 1.3% 7.3% 8.5% 2.1% 5.7% 6.0% 6.5% 10.3% 2.8% 6.3% 4.6% 6.6% 6.6% 6.4% 6.5% 9.81% 6.9% 7.4% 9.8% 7.7% 7.2% 0.0% 6.5% 8.9% 4.0% 15% 13.6% 6.6% 20% 19.6% 6.4% 18.7% 0.12% 7.8% 7.0% 7.2% 7.6% 0.8% 9.0% 5% 9.2% 5.9% 9.7% 17.4% 5% 6.1% 1.3% 0.2% 12.9% 30% 25% 21.7% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 0% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (*) Cifras acumuladas al III Trimestre de 2010.9% 1993 1994 1993 1995 1994 1996 1995 1997 1996 1998 1997 1999 1998 2000 1999 2001 2000 2002 2001 2003 2002 2004 2003 2005 2004 2006 2005 2007 2006 2008 2007 2009 2008 2010 2009 10.6% 6.0% 8.5% 7.9% 1.8% 8.0% 0.2% 5.9% 6.2% 7.0% 0.0% 6.3% 6.6% 1.9% 15.5% 8.5% 5.8% 6.0% 0.7% 0.7% 3.3% 0.0% 15% 11.8% 0.0% 9.6% 8.8% 2.0% 7.6% 9.2% 10.6% 8.0% 3.2% 0.2% 7.0% 5% 7.9% 8.9% 7.5% 0.7% 1.0% 8.88% Luz del Sur 20% 19.8% 7.2010*) 25% 21.2% 5.7% 9.8% 4.7% 6.0% 9.7% 8.0% 23.8% 3.0% 20% 19.7% 6.7% 8.1% 18.0% 6.1% 15% 9.5% 6.2% 8.7% 8.6% 6.4% 29.0% 5.0% 8.8% 3.3% 2.9% 20% 19.8% 0.0% 15% 11.3% 8.3% 10.8% 9.4% 6.9% 2.6% 0.45% 7.7% 7.8% 8.8% 6.8% 25.0% 0.6% 9.9% 0.0% Electrocentro 35% Electronorte 35% 32.39% 7.9% 7.0% 9.7% 6.1% 14.4% 5.6% 6.1% 16.5% 5.0% 8.4% 7.1% 0.82% 6.8% 8.0% 7.9% 11.2% 7.3% 6.1% 1.7% 7.1% 8.1% 9.8% 10% 6.1% 10.8% 0.0% 7.4% 7.1% 3.0% 6.6% 11.0% 0.3% 15.3% 8.2% 7.3% 8.4% 16.0% 7.1% 11.59% 7.0% 0.0% 0.8% 29.7% 15% 15% 7.0% 7.1% 9.3% 1.5% 6.5% 5% 9.2% 0.1% 8.0% 5% 7.0% 8.7% 0.8% 6.9% 0.5% 4.0% 7.9% 10.0% 0.8% 10% 10% 9.7% 8.2% 7.2% 20% 19.5% 6.95% 0% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Edelnor (Lima Metr.2% 8.1% 17.2% 7.7% 4.0% 0.8% 1.2% 7.5% 9.7% 6.0% 0.7% 8.6% 7.2% 1993 1994 1993 1995 1994 1996 1995 1997 1996 1998 1997 1999 1998 2000 1999 2001 2000 2002 2001 2003 2002 2004 2003 2005 2004 2006 2005 2007 2006 2008 2007 2009 2008 2010 2009 9.4% 6.0% 7.7% 6.1% 1.5% 7.4% 9. TOTAL PERÚ (1993 .4% 10% 9.2% 25% 20% 14.6% 10.6% 9.0% 10. Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales 2010 0% 2010 0% 0% 2010 0% 0% El Informativo 37 .6% 0.8% 9.1% 3.4% 9.7% 8.1% 22.7% 6.1% 8.7% 8.6% 7.9% 6.6% 0.0% 2.85% 5% 6.8% 8.4% 7.7% 6.3% 1.4% 9.5% 15.6% 12.1% 8.6% 9.4% 10.7% 7.9% 3.7% 8.2% 7.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Pérdidas de Energía en los Sistemas Eléctricos de Distribución Los gráficos mostrados a continuación presentan la tendencia decreciente del porcentaje de las pérdidas reales de energía a partir de 1993.0% 2.7% 6.0% 0.1% 6.85% 6.7% 6.7% 6.0% 7.0% 2.7% 7.6% 0.5% 10.6% 14.8% 6.2% 16.7% 6.8% 0.6% 8.1% 1.2% 0.0% 6.7% 6.0% 6.2% 6.4% 2.5% 10% 5.6% 5.6% 0.1% 11.2% 3.7% 7.8% 10.6% 7.2% 7.3% 9.4% 8.0% 2. tanto a nivel país como en cada empresa concesionaria de distribución.5% 10.9% 20.2% 3.6% 7.8% 9.7% 6.3% 8.3% 4.5% 15% 10% 8.4% 10.0% 8.2% 7.5% 26.91% 7.8% 8.0% 8.0% 2.25% 7.04% 6.7% 7.6% 5.6% 8.6% 6.0% 0.0% 10% 7.0% 9.7% 6.4% 9.8% 0.2% 7.3% 10.3% Edelnor (Zonal Chancay) 25% 25% 21.6% 7.8% 1.3% 1.9% 9.4% 0.6% 10.5% 9.0% 5.0% 8.5% 6.
7% 7.3% 8.0% 5.2% 6.1% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Seal 35% 29.0% 8.4% 5.0% 7.3% 30% 27.8% 10.2% 6.5% 6.9% 5.5% 10.3% 2.2% 0.7% 12.0% 8.1% 6.0% 0.8% 7.1% 8.7% Hidrandina 35% 32.4% 0.2% 10.0% 0.6% 5.2% 28.0% 0.0% 7.0% 17.2% 4.4% 7.0% 6.1% 7.6% 7.2% 10.4% 10.4% 25.9% 8.0% 22.0% 5% 6.8% 5% 9.9% 11.8% 4.1% 4.7% 12.9% 12.0% 13.4% 10.7% 16.8% 7.0% 12.3% 10.0% 7.0% 0.0% 6.8% 6.0% 2.1% 1.3% 15.5% 5.2% 7.3% 30% 30% 25% 24.1% 0.0% 14.7% 3.0% 5.5% 9.2% 8.3% 0.3% 25% 22.0% 10.1% 12.8% 8.0% 0.3% 15.0% 0.4% 13.6% 0.5% 0% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (*) Cifras acumuladas al III Trimestre de 2010.2% 4.4% 8.2% 6.2% 16.7% 2.9% 9.4% 7.9% 7.4% 14.0% 12.5% 7.1% 4.3% 7.7% 14.1% 10.8% 9.8% 8.0% 0.3% 15.0% 7.0% 1.8% 10.9% 6.7% 7.8% 6.5% 19.7% 8.0% 9.3% 5.0% 10% 7.3% 7.4% 8.3% 7.3% 1.4% 9.8% 9.4% 9.5% 3.2% 7.9% 1.8% 4.0% 9.9% 8.8% 6.7% 10.2% 5.0% 10.3% 28.0% 22.4% 7.1% 4.4% 14.1% 11.3% 16.7% 9.1% 18.8% 6.1% 10.3% 7.7% 1.4% 8.2% 5.0% 7.0% 0.5% 9.4% 8.8% 8.8% 0% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 1994 1995 1993 1997 1998 1996 2000 2001 1999 2003 2004 2002 2006 2007 2005 2008 2009 Electro Sur Medio 35% 35% 2010 Electrosur 30% 30% 25% 21.0% 11.5% 7.8% 19.7% 5.5% 0.3% 7.6% 9.0% 7.4% 6.3% 7.5% 0.9% 0.3% 10.2% 20.2% 12.4% 13.0% 34.3% 0.5% 11.3% 5.0% 9.7% 15.3% 6.1% 11.6% 9.0% 0.0% 3.0% 12.5% 5.8% 7.3% 7.6% 17.0% 2.7% 20% 20% 18.5% 11.4% 12.0% 10.5% 6.2% 9.9% 5.4% 27.0% 9.9% 14.8% 0.3% 7.6% 1.0% 7.7% 10% 5% 0% 10.7% 6.5% 6.0% 22.5% 10.7% 5.4% 9.5% 8.3% 5.2% 7.4% 8.9% 37.8% 15.4% 1.9% 8.7% 12.6% 2.6% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 0.9% 1.7% 9.2% 8.0% 11.0% 11.9% 25% 20% 15% 11.0% 27.7% 8.6% 17.9% Electro Puno 40% 35% 30% 25% 20% 29.0% 3.5% 9.5% 10% 8.0% 2.0% 10% 5% 7.5% 7.7% 16.0% 4.5% 3.4% 20% 15% 10% 17.8% 0.9% 10.4% 9.0% 9.7% 0% 5% 9.2% 20% 15% 11.8% 9.2% 5.0% 15.0% 3.6% 10.6% 19.0% 15.4% 0.3% 1.0% 2.5% 7.9% 3.8% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 8.2% 24.8% 7.9% 6.7% 13.1% 5.7% 8.7% 7.0% 5.4% 2.3% 8.INFORMACIÓN ESTADÍSTICA Electronoroeste 35% 30% 25% 24.3% 7.3% 8.5% 9.0% 22.9% 12.2% 16.0% 7.0% 7.1% 9.3% 14.0% 15% 11.8% 9.0% 12.6% 5.1% 6.9% 3.0% 9.4% 8.1% 5.5% 10% 10% 2.0% 8.3% 0.6% 20% 20.0% 10% 5% 0% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 9.4% 5.9% 9.8% 7.4% 0% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 8.3% 15.6% 2010 Sersa (Rioja) 40% 35% 34.3% 12.5% 9.8% 0.0% 7.0% 0.7% 13.8% 25.5% 6.7% 10% 9.3% 10.7% 15% 12.8% 3.0% 0.4% 15% 13.0% Electro Sur Este 35% 29.4% 17.4% 4.0% 0.4% 7.6% 9.0% 5% 8.3% 8.4% 3.4% 110.0% 7.5% 7.1% 8.5% 11.8% 23.4% 0.9% 28.2% 33.2% 7.7% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Electro Oriente 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10.6% 1.4% 1.0% 0.1% 38.9% 12.4% 12.7% 7.7% 7.5% 4.2% 3.5% Electro Ucayali 40% 35% 30% 25.8% 15% 10.1% 9.0% 0.3% 25% 22.0% 2.9% 3.4% 9.6% 6.4% 7.1% 10.3% 1.7% 15.9% 9.4% 8.7% 8.8% 7.5% 6.2% 3.0% 5.4% 6.6% 2.0% 15% 11.0% 7.4% 9.7% 10.0% 0.0% 10% 6.0% 7.7% 5.7% 14.8% 0.0% 4.6% 25% 20% 15% 10.5% 7.0% 0.8% 0.4% 27.3% 6.0% 1.0% 3.7% 0.8% 9.1% 6.4% 10.0% 0.9% 2.0% 0.4% 12.8% 11.8% 7.5% 13.3% 6.4% 16.7% 30% 29.7% 9.0% 8.8% 8.2% 15.5% 23.4% 19.5% 19.2% 12.8% 9.5% 4.8% 8.3% 9.2% 7.9% 7.6% 8.7% 13.7% 7.8% 27.3% 8.3% 19.2% 9.3% 5.6% 19.3% 8.3% 9.7% 8.5% 9.3% 5.1% 8.5% 0.2% 7.1% 10.1% 8.5% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 14.5% 12.9% 0.0% 0.4% 3.5% 3.8% 7.0% 13.9% 28.0% 3.3% 6.3% 9.2% 7.7% 11.6% 6.4% 0.6% 7.5% 13.6% 5.0% 0.0% 18.0% 9.1% 9.0% 31.8% 7.0% 0.3% 7.2% 6. Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales 38 El Informativo 2010 2010 2010 0% 0% 2010 2010 .8% 22.1% 8.9% 1.0% 28.0% 8.0% 5% 8.8% 5.9% 23.4% 9.8% 0% 6.7% 14.8% 25% 22.4% 1.2% 6.4% 6.0% 0.8% 11.7% 9.6% 9.3% 8.3% 6.5% 9.2% 4.5% 0.9% 0.8% 10.9% 4.2% 1.1% 23.5% 9.9% 14.6% 21.0% 5.8% 9.3% 0.0% 12.8% 16.1% 11.5% 8.8% 7.6% 7.5% 11.6% 8.3% 24.3% 0.3% 8.4% 6.7% 20% 16.3% 12.7% 8.2% 9.9% 10.8% 9.0% 0.4% 9.0% 2.7% 5.7% 11.1% 0% 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009 7.0% 7.8% 7.3% 1.4% 5% 8.6% 9.2% 7.4% 12.7% 10.9% 6.4% 22.8% 5.7% 8.6% 9.6% 8.7% 3.9% 0.1% 6.3% 12.0% 9.0% 0.1% 16.7% 15.0% 7.0% 7.0% 0.8% 22.0% 5% 8.0% 8.
9 1 546. el pasivo corriente asciende a S/.0% (S/.0 1 387.8% del total de activos.1 millones.2 2 693.6 1 510.8% del total del patrimonio neto corresponde a las empresas generadoras.7 31 342. Al cierre de setiembre del presente año.1% de pasivos corresponde al conjunto de empresas generadoras.5 2 405.6 9 521. 30 713.3 6 580. remiten a OSINERGMIN. representando el 75.5 485. Del total de activos. en cumplimiento al artículo 59º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.1% de los activos totales. Reagrupando la información por sistema. Para efectos de análisis y comparación con las cifras presentadas al 30 de setiembre de 2010.2 7 618.8 1 554. mientras que a las empresas distribuidoras el 35. utilizando para ello el índice (IPM) publicado por el INEI. RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD Al 30 de Setiembre de 2010 (Expresado en millones de Nuevos Soles) Generación Transmisión Distribución Total ACTIVO ACTIVO CORRIENTE ACTIVO NO CORRIENTE Activo fijo Otros activos no corrientes TOTAL ACTIVO PASIVO PASIVO CORRIENTE PASIVO NO CORRIENTE PATRIMONIO NETO TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 088.6 3 363. Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos.7% y el 7.5 10 540. S/. el cual representa el 58.7 10 540.6% a las empresas transmisoras y el 33. 31 342. se tiene que el 98.6 8 760. 9 521.9 262.6 millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 2. Cabe destacar que el 56.0 31 342.0% (S/. lo cual representa el 41.9% de los activos totales.18 458.5 16 020.1 3 675. Balance General El total de activos para setiembre de 2010 fue de S/. 31 342. el pasivo total asciende a S/.6 1 927.6 millones (100%).8 10 490.6 El Informativo 39 .9 2 693.0 18 458. el 10.6millones (26.9%del pasivo).6 millones.9 237.7 14 510.1 1 305.7 8 998.3 363.Situación Económica y Financiera de las Empresas de Electricidad al 30/09/2010 Los resultados económicos que se presentan a continuación se refieren a las cifras de los estados financieros de las empresas eléctricas que.7% a las empresas de distribución.6 millones.3 3 909.0 millones.1 18 109.0 millones) a los Sistemas Aislados. el 57.2 279. el 8.6 12 884.1% a las empresas transmisoras y el 30.3 18 109. El patrimonio neto a setiembre de 2010 asciende a S/.2 6 072. A setiembre de 2010. 23 757.6% a las empresas de distribución.1% del pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/.8% de activos corresponde al conjunto de empresas generadoras. los cuales a setiembre de 2010 ascienden a S/. En relación a la estructura del pasivo por subsector.3 3 959. 12 884.5% a las de transmisión.6 2 413.9 1 043.1 1 541.8 23 757.8 27 432. el 59.629. todas las cifras correspondientes en millones de nuevos soles han sido reexpresadas a nuevos soles de setiembre 2010.0 millones (73.
8 0.1 44.6 415.3 11.5 236.5 18 458.9 55.6 41.9 622.6 2 7432.0 1.1 91.0 2.7 3.0 30.1 282.1 55.4 1 554.4 0.6 2 353.7 371.3 64.5 476.4 2 088.0 12.8 20.8 228.8 63.6 899.4 60.3 322.3 213.4 0.1 33.5 563.8 156.6 60.0 87.6 240.1 273.0 20.3 5.3 0.7 85.0 5.9 848.4 99.1 2 177.2 503.9 105.2 245.4 57.0 465.5 3.7 135.3 46.3 58.9 133.2 32.4 823.3 71.4 28.6 313.3 33.2 262.2 442.3 7.0 75.4 1 215.2 116.3 9 521.0 231.7 190.9 44.5 251.6 9 505.5 139.7 132.5 36.5 2 144.4 65.7 72.6 433.9 0.8 119.3 73.6 1 124.1 0.9 2 413.6 1 546.3 408.0 108.6 652.0 1 7917.9 26.0 522.1 1387.1 486.0 323.6 27 432.9 0.4 610.7 65.8 222.2 18.8 378.2 10.7 218.5 145.8 Pasivo Corriente 89.0 40 El Informativo .8 105.1 97.0 0.6 15.2 98.9 8.1 6.0 119.8 515.1 0.2 122.0 Activo Corriente 79.5 906.2 10 490.4 97.2 84.0 864.4 18 458.2 7.7 254.2 6.3 3 363.8 761.5 96.7 563.9 0.2 1 424.9 853.4 125.RESUMEN DEL BALANCE GENERAL AL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 (En millones de Nuevos Soles) Empresa Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva TOTAL GENERADORAS Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TOTAL TRANSMISORAS Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total Distribuidoras TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS TOTAL 3 784.1 13.4 8 998.4 675.3 1 247.7 6 580.1 105.5 1 770.9 64.0 100.8 82.4 14.6 0.4 9 521.7 497.8 3 290.9 283.4 70.0 98.8 28.2 232.6 0.4 1.8 49.5 5.5 375.9 463.8 1 104.4 110.0 54.1 29.5 2 036.0 95.9 61.7 7.4 1 065.2 48.0 723.6 15.2 575.7 1 541.9 279.7 5.1 40.2 309.1 3.9 3.9 33.2 261.5 212.5 21.7 384.9 12.6 169.7 3 909.8 83.8 8.7 266.7 143.4 251.9 5.7 540.6 832.3 1 336.0 1 6020.5 663.5 384.5 3 363.8 178.4 0.2 2 688.9 11.4 4 061.1 13.6 151.6 48.9 0.0 2 405.4 2.0 Patrimonio Neto 528.6 15.8 2 6929.5 42.9 295.4 1 023.2 71.2 18.9 44.4 40.6 6 072.4 3 909.0 334.0 222.6 Pasivo No Corriente 526.8 Activo No Corriente 1 066.6 730.7 118.2 460.1 1.4 1 043.4 46.
5 -12.5 3 500 Ingresos 2 781.6 35.7 476.8 37.1 1 500 1 145.0 62.6 2 241.8 millones (75.6 786.2 1 145.1 0.0 236.2 25.9 1 108.Estado de Ganancias y Pérdidas Al 30 de Setiembre de 2010.3 millones.2 -137.3 476.7 416.2 -101.0 0.2 4 000 3 523.3 791.9 millones (24.9 202.8 236.2 3 000 Gastos Utilidad (Pérdida) de Operación Generación Interna de Recursos Utilidad (Pérdida) Neta 2 500 2 000 1 700.3 3 044. representando el 16.6% de los ingresos).2 117.0 0.1 161.0 703.2 3 523.0 938.1 8 571.4 2 781.9 1 108. el sector eléctrico registró ingresos por S/.7 millones.7 1 386.4 117.3 -23.8 979. La utilidad neta del periodo fue de S/.4 Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad 4 500 3 926.8 554. 1 386. 2 105.9 791.4 218.3 321.0 280.9 2 982.8 0 Generación Transmisión Distribución El Informativo 41 .5 137. Los gastos operativos fueron de S/.0 160.1 335.1 161. resultando una utilidad operativa de S/.4%de los ingresos).2 842.5 445.2% de los ingresos totales.1 220.0 786.4 741.1 1 000 500 335. 8571.5 174.1 174. RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS Al 30 de Setiembre de 2010 (En millones de Nuevos Soles) Concepto Generación Transmisión Distribución Total Ingresos Gastos Combustibles y lubricantes Compra de energía Cargas de personal Servicios prestados por terceros Provisiones del ejercicio Otros Gastos Utilidad (Pérdida) de Operación Utilida de operación / ingresos Ingresos (Gastos) no Operativos Utilidad (Pérdida) Neta Generación Interna de Recursos 3 926.2 4 310. 6 465.7 0.4 4 310.7 6 465.2 385.9 0.6 2 105.6 1 700.3 0.
5 0.0 25.5 43.1 106.4 10.2 7.8 12.4 288.1 0.2 104.7 58.6 0.4 15.0 14.4 -24.3 0.1 153.8 0.RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS AL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 (En millones de Nuevos Soles) Empresa Ingresos Gastos Utilidad (Pérdida) de operación Generación Interna de Recursos Utilidad (Pérdida) Neta Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva TOTAL GENERADORAS Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TOTAL TRANSMISORAS Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur Electro Oriente Electro Puno Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Tocache Electro Ucayali Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa TOTAL DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS TOTAL 123.6 3 926.6 20.0 1.3 12.4 78.4 9.9 1 700.7 377.6 2.5 57.1 21.2 196.6 391.1 49.3 5.3 18.4 16.0 342.5 104.2 100.4 6 465.5 130.2 8.3 476.7 67.7 95.1 17.1 20.1 45.8 14.0 394.3 21.4 61.7 135.9 33.7 4.3 42 El Informativo .8 3 028.0 3.7 0.0 49.6 14.6 67.8 336.0 0.8 0.7 204.3 59.8 389.1 195.1 541.2 8 571.0 0.6 50.9 4.5 72.1 4.9 63.3 3 523.0 15.2 18.5 31.0 192.2 82.0 12.9 1 386.3 1 108.1 16.8 176.7 2 105.9 316.1 43.5 8.2 5.1 11.2 6.0 24.4 1 384.8 11.8 174.8 24.1 3 044.9 44.7 282.7 2.1 18.5 97.6 210.0 55.8 60.8 914.3 199.7 33.9 76.9 3.1 152.4 49.1 51.3 203.2 112.3 61.2 -1.9 161.1 230.2 34.3 236.1 29.9 8 367.8 0.5 29.2 2.6 55.1 7.7 117.8 -3.3 6.0 1 265.2 66.9 42.3 11.9 48.8 473.9 26.3 50.0 0.8 19.5 37.1 18.7 91.1 127.9 34.9 43.0 13.7 10.3 3.8 23.8 44.1 0.8 13.2 163.9 67.4 176.2 45.6 14.6 25.0 -4.6 4 310.7 2.0 835.3 0.8 259.8 777.8 21.3 7.4 1.2 16.2 80.0 76.2 356.4 26.9 46.4 2 105.8 29.7 236.6 16.3 6.0 193.9 587.8 8 571.2 312.5 144.1 791.8 -0.9 176.3 34.7 8.0 15.7 122.4 16.5 134.8 123.3 6 261.5 2 106.3 14.8 183.2 1 005.6 3 044.3 1 145.9 15.7 11.2 36.0 0.9 9.3 4.6 148.5 127.4 0.9 2.7 335.1 248.2 2 781.4 2.9 39.2 13.6 0.1 115.9 1 386.2 0.6 10.0 56.1 45.0 12.8 1.2 762.4 54.5 57.2 1.7 1 250.5 6 465.9 195.3 786.4 79.
80 0.05% El Informativo 43 .05 1.65 3.84% 24.56% 15.77% 9.37% * * 64.72 0.10 0.18 0.33 1.29% 13.09 0.16 0. estos ratios fueron calculados sobre la agregación de las cuentas de las empresas que pertenecen a cada grupo.50 0.55% 15.73 0.74 1.42 0.41% 8.59% 21.28 2.34% 5.51% 7.78% 14.65% 15.93 1.88% 18.24% 42.35% 3.67% 4.43 0.16 1.43% 21.07% 13.42% 8.54% 10.42% 7.03% 10.38% 12.02% 11.65 0.34 0.69 1.62% 18.05% 12.01% 5.07% 4.19% -1.15 1.08% 22. 0. bajo el supuesto de que el conjunto creado en cada caso funciona como una empresa.46 5.54% 1.06% 34.14% 7.15% 22.25 0.00% 10.03% 22.88 0.48% 9.72% 79.11 0.70% 22.15 1.96% 15.72% 7.36 1.00 0.17 0.59% 1.27 2.25% 29.10% -1.80% 26.83 0.72% 37.47 0.53% 19.85 1.83 1.31% 26.56% 19.91% 45.39% 13.12 0.32% 14.82% 28 53 27 34 48 82 41 40 94 46 34 30 47 233 41 46 5 37 * 33 37 38 48 37 54 52 69 55 59 57 45 49 42 40 46 56 16 51 49 47 53 47 43 52 45 42 45 15.87% 14.26% 94.79% 23.67 2.52% 13.54 1.97% 21.96 1.60% 16.01 0.71 0.01% 27.48% 12.21% 15.18% 17.20% 10.94% 22.89 0.13% 19.09 0.94% 74.67 2.93% 11.66 3.34% 17.24% 51.22% 16.41% 11.65% 18.55 0.10 1.65% 13.98 0.30 4.70 8.17% 10.61% 25.75% 14.63 1.28% 16.15 0.29% 6.87 1.35% 22.29 1. RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS AL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 Empresa Razón Corriente GIR sobre GIR sobre Endeudamiento Patrimonio (%) Activo Fijo (%) Patrimonial Efectividad de cobranzas (días) Gastos en Personal (%) Celepsa Chavimochic Chinango Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur ElectroAndes Electroperú Enersur Kallpa SanGabán Shougesa Sinersa Termoselva GENERACIÓN Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TRANSMISIÓN Adinelsa Coelvisac Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electrosur ElectroOriente ElectroPuno ElectroSurEste ElectroSurMedio ElectroTocache ElectroUcayali Emseusa Hidrandina LuzdelSur Seal Sersa DISTRIBUCIÓN SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADONACIONAL SISTEMAS AISLADOS TOTAL (*) No aplicable por ser casos con comportamientos atípicos.92 2.64% 14.74% 15.25% 13.89 0.05 0.46% 7.89 0.29% 15.99 1.99% 21.00% 8.67% 75.94 1.47% 11.09% 4.28 1.72% 13.29% 5.17 0.64% 19.20 0.45% 18.03 1.71 1.38 1.59 4.21 1.23 1.61 0.35 3.96% 19.23 0.Ratios Financieros En función a los estados financieros de las empresas al 30 de setiembre de 2010 se ha preparado ratios a nivel de empresa y consolidado por tipo y sistema.81% 21.70% 4.84% 14.05% 18.15% 12.18% 3.92% 16.43% 21.94 1.84% 6.37 0.71% 8.96% 21.41% 28.05 0.59% 7.30% 20.26% 33.64% 4.51 1.79% 18.01% 8.60 1.53% 15.45% 7. Para los totales consolidados por tipo de empresa.92% 27.97% 16.23 0.55 0.97% 15.89% 4.74% 15.39 0.31 1.28 4.96% 66.83% 4.01 0.79% 44.13 0.98% 16.16 0.89% 20.13 8.24% 11.88% 11.60 0.22% 16.00 1.75% 22.86% 22.69 3.50% 11.22% 8.80% 137.23% 17.36 1.08% 8.62% 15.06 63.65 0.43 0.16 0.91% 14.89% 4.94 0.
Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 423-2007-OS/CD.gob. dispone que el Precio en Barra fijado por OSINERGMIN no podrá diferir en más de diez por ciento (10%) del promedio ponderado de los precios de las licitaciones que se desarrollan en el marco del Capitulo Segundo de esta ley. se viene EM.gob.pe el documento “Información Comercial de las Empresas de Electricidad al Tercer Trimestre de 2010”. los subcomités de generadores y transmisores presentaron comparación de los Precios Regulados. el Las últimas publicaciones emitidas por la GART de 19/01/2011 los subcomités de generadores y transmisores OSINERGMIN son: “El Informativo Año 15 N° 1 Enero 2011”. Por otro lado.gob.pe vormeno@osinerg.pe Sitio Web: www.pe mfernandezb@osinerg.gob. de acuerdo con las disposiciones de la LCE.gob. se ha realizó la audiencia pública en la en el diario oficial El Peruano el día 24/11/2010. el 25/02/2011 se realizará la audiencia pública en la cual las empresas sustentarán y expondrán sus propuestas de costos de conexión. así como siguiendo el procedimiento establecido en el Anexo D de la Norma Procedimiento para Fijación de Precios Regulados.pe mdamas@osinerg. Asimismo. Perú Telfs: (511) 224 0487 .pe muribe@osinerg. económico formuladas por el OSINERGMIN. Lima 41.224 0488 Fax: (511) 224 0491 Correo Electrónico: postmaster. cuando la energía adquirida mediante estas licitaciones sea inferior al treinta por ciento (30%) de la demanda de energía de los Usuarios Regulados del SEIN. COMITÉ Víctor Ormeño Salcedo EDITORIAL: Miguel Révolo Acevedo Jaime Mendoza Gacón Luis Espinoza Quiñones Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria Av.gob. el Artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. que los subcomités de generadores y transmisores hacen la presentación de su estudio técnico económico. correspondiendo revisarlos y fijarlos nuevamente en el año 2011 para el periodo 01 de setiembre de 2011 al 31 de agosto de 2015. OSINERGMIN debe revisar y fijar los costos que deberán pagar los usuarios del servicio público de electricidad por la conexión a la red de distribución eléctrica.gob. presentaron la absolución a la observaciones del estudio técnico “Operación del Sector Eléctrico Año 11 Diciembre 2010”. Por otro lado. OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD aprobó el Procedimiento para la A la fecha.gob. salvo el caso. complementada con la Resolución OSINERGMIN N° 611-2007OS/CD.Abril 2012) “Tarifas y Mercado Eléctrico Año 8 N° 12 Diciembre 2010” y “Reporte Estadístico del Mercado Libre de Electricidad Año 10 Fijación de los Costos de Conexión a la Red de Distribución Diciembre 2010”. se fijó dichos costos. donde esta comparación de precios se realizará con la media ponderada de los precios obtenidos de las licitaciones y los precios de los contratos con los Usuarios Libres.osinerg. dicha resolución fue publicada su estudio técnico económico. Aprobación del Procedimiento para la comparación de Precios Regulados La Ley N° 28832. su Reglamento y demás normas complementarias.pe jmendoza@osinerg.gob. que fue modificado por el Decreto Supremo N° 022-20 09De acuerdo al mandato de la Ley de Concesiones Eléctricas.gob.NOTICIAS Asimismo.gart@osinerg.osinerg. luego el OSINERGMIN Últimas Publicaciones remitió las observaciones al estudios técnico económico de los subcomités de generadores y transmisores. Fijación de las Tarifas en Barra (Mayo 2011. y su propuesta de costos de conexión respectiva.pe lespinozaq@osinerg.pe mrevolo@osinerg.Abril 2012 conforme al procedimiento Por lo mencionado.pe COLABORADORES: Manuel Uribe González César Bernabel Espinoza Marcelo Damas Flores Marco Fernandez-Baca Salcedo . Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. está disponible en la página web Eléctrica (Año 2011) www. OSINERGMIN mediante Resolución establecido en la Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD.gob. Canadá 1460. para el periodo Mayo 2011 . A la fecha las empresas de distribución eléctrica han presentado su información de costos de materiales y recursos. vigentes hasta el 31 de agosto de 2011. dispone que OSINERGMIN establecerá el procedimiento para la realizando el proceso de Regulación de las Tarifas en Barra vigentes comparación de precios conforme lo ordena la Ley N° 28832. De acuerdo a lo señalado en el Artículo 22° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD.pe cbernabel@osinerg.
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