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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
IInnffoorrmmee TTrriimmeessttrraall ddee PPrroocceessaammiieennttoo NN°° 44 IITTPP 44
((EExxpprreessaaddoo eenn NNuueevvooss SSoolleess))
AALL 3311 DDEE DDIICCIIEEMMBBRREE 22000077
SSEERR//DDDDEE//000022
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2
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria OSINERGMIN
“PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
ECONÓMICA Y FINANCIERA 2007” Informe Trimestral de Procesamiento Nº 4
INDICE
1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 7
1.1. CONTENIDO DEL INFORME 8 1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 8
1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 10
2. ANÁLISIS ECONOMICO FINANCIERO 11
2.1. MARCO DE ESTUDIO 12
2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL 13 2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS 13 2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO 17 2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS 22
2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO 27 2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL 27 2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN 32 2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS 36
2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS 46 2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL 46
2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO 53
2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO 56 2.6.1. CÁLCULO DEL ROA 56 2.6.2. CÁLCULO DEL ROE 58 2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA 60 2.6.4. Criterios y Metodología para el cálculo de la TIR. 61 2.6.5. TIR base VNR 62 2.6.6. Estimación del VNR 62 2.6.7. Estimación de la GIR 64 2.6.8. Estimación de “n” 64 2.6.9. Estimación de la TIR base VNR 65 2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico 65 2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas 67 2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales 69 2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico 69 2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas 71
3
2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales 71
2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS 72 2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL 72 2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS 76
2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO 79
2.9. RANKING EMPRESARIAL 82
2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO 84 2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO 84 2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS 87 2.10.3. TIPO DE CAMBIO 88 2.10.4. SECTOR EXTERNO 89 2.10.5. SECTOR FISCAL 89 2.10.6. NOTICIAS SECTOR ELÉCTRICO: CUARTO TRIMESTRE 2007 91
INDICE DE GRAFICOS
Gráfico 1 Total de Activos ............................................................................................................................. 13 Gráfico 2 Estructura de Activos por Tipo de Empresa............................................................................... 14 Gráfico 3 Estructura de Activos por Sistema............................................................................................... 15 Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio............................................................................................................. 17 Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa ............................................................................... 17 Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema ............................................................................................... 18 Gráfico 7 Componentes del Pasivo................................................................................................................ 18 Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto ................................................................................................... 19 Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa........................................................................................ 20 Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico ....................................................... 22 Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema ............................................ 25 Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras........................................................................ 27 Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras ...................................................................... 28 Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras ..................................................................... 28 Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras........................................................................ 29 Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras ...................................................................... 29 Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras ..................................................................... 30 Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras..................................................................... 32 Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras ................................................................... 33 Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras .................................................................. 33 Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras ................................................................ 37 Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras ......................................... 37 Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras ....................................... 38 Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras .............................................................. 38 Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras.............................................. 39 Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras .................................... 40 Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras.............................................................. 40 Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras.............................. 41 Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras ................................... 41 Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN.................................................................................................. 42 Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ......... 42 Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN ..................................................................... 43 Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados .......................................................................... 44 Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados ................................................... 44 Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados................................................ 45 Gráfico 36 Comportamiento de la Variable Ingreso 1998-2007 ................................................................. 77 Gráfico 37 Producto Bruto Interno............................................................................................................... 84
4
Gráfico 38 Producto Bruto Interno por actividad económica 2007-IV / 2006-IV..................................... 85 Gráfico 39 VAB trimestral de la actividad Electricidad y Agua ................................................................ 86 Gráfico 40 Producción de Energía Eléctrica por Empresa......................................................................... 87 Gráfico 41 Evolución del Tipo de Cambio.................................................................................................... 88
INDICE DE TABLAS Tabla 1 Inventario de la Información Recibida 9 Tabla 2 Activos por Empresa 15 Tabla 3 Activos y Participación por Empresa 16 Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa 46 Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras 47 Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras 47 Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 48 Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema 48 Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa 49 Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras 50 Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras 51 Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 51 Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema 53 Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema 54 Tabla 15 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo 55 Tabla 16 TIR base VNR Sector Eléctrico. 66 Tabla 17 TIR base VNR por tipo de empresa 67 Tabla 18 TIR base VNR de Empresas Privadas 67 Tabla 19 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas) 68 Tabla 20 TIR base VNR de Empresas Estatales 69 Tabla 21 GIR / VNR de Empresas Eléctricas 70 Tabla 22 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector 70 Tabla 23 GIR / VNR de Empresas Privadas 71 Tabla 24 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada 71 Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal 72 Tabla 26 GIR / VNR de Empresas Estatales 72 Tabla 27 Balance General 1995 – 2007 (S/. miles) 74 Tabla 28 Proyección del Balance General a Diciembre de 2008 75 Tabla 29 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa 76 Tabla 30 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa 76 Tabla 31 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2007 78 Tabla 32 Ranking General 82 Tabla 33 Ranking Total 83
INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1 Evolución Total de Activos 20 Ilustración 2 Evolución del Patrimonio 21 Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio 21 Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa 21
5
INDICE DE CUADROS
Cuadro N°1.0: Resumen del Balance General por sistemas .................................114
Cuadro N°2.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistema.........105
Cuadro N°3.0: Resumen del Balance General por Actividad.................................116
Cuadro N°4.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad .......117
Cuadro N°5.0: Balance General Resumido de las empresas de servicio eléctrico 118
Cuadro N°5.2: Balance General de las Empresas Generadoras .......................... 119
Cuadro N°5.3: Balance General de las Empresas Transmisoras ......................... 120
Cuadro N°5.4: Balance General de las Empresas Distribuidoras ..........................121
Cuadro N°6.0: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas de servicio
eléctrico..........................................................................................122
Cuadro N°6.2: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas generadoras .123
Cuadro N°6.3: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas transmisoras.124
Cuadro N°6.4: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas distribuidoras 125
Cuadro N°7.0: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas de servicio
eléctrico..........................................................................................126
Cuadro N°7.2: Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de las empresas
Generadoras ..................................................................................127
Cuadro N°7.3: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas
transmisoras...................................................................................128
Cuadro N°7.4: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas
distribuidoras..................................................................................129
Cuadro N°8.0: Ratios de las Empresas Eléctricas.................................................130
Cuadro N°8.1: Ratios de las empresas Generadoras............................................131
Cuadro N°8.2: Ratios de las empresas Transmisoras ...........................................132
Cuadro N°8.3: Ratios de las empresas Distribuidoras. ..........................................133
Cuadro N°9.0: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por tipo
de empresa y sistemas. .................................................................134
Cuadro N°9.1: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General. ...................135
Cuadro N°9.2: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General
de las empresas generadoras........................................................136
6
Cuadro N°9.3: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General
de las empresas transmisoras .......................................................137
Cuadro N°9.4: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General
de las empresas distribuidoras.......................................................138
Cuadro N°10.0: Flujo de efectivo por tipo de empresa ............................................139
Cuadro N°10.1: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Generadoras...........140
Cuadro N°10.2: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Transmisoras. .........141
Cuadro N°10.3: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Distribuidoras ..........142
Cuadro N°11.0: Consolidado General de Activos Fijos ...........................................143
Cuadro N°11.1: Activo Fijo por Tipo de Empresa y Sistemas..................................144
Cuadro N°12.0: Resumen de los Ratios financieros (Formulario) ...........................145
Cuadro N°13.0: Glosario de Términos de las empresas eléctricas..........................146
7
1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA
8
1.1. CONTENIDO DEL INFORME
El presente documento constituye el tercer informe trimestral del “Procesamiento y
Análisis de la Información Económica Financiera 2007” encargada por la Gerencia
Adjunta de Regulación Tarifaria de la OSINERGMIN (OSINERGMIN-GART) al
consorcio Universidad ESAN – Gestión & Energía. La información contenida
corresponde al Cuarto Informe Trimestral de Procesamiento ITP 4 que incluye
información de 38 empresas del servicio de electricidad, para el cuarto trimestre
del año 2007.
1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA
La Información Económica Financiera de las principales empresas del Sector
Eléctrico correspondiente a los Estados Financieros del cuarto trimestre del año
2007 fue proporcionada por el OSINERGMIN-GART en medios magnéticos y/o
impresos y a través de correo electrónico; y pertenecen a un total de 38
empresas. También adjuntaron archivos en Excel con información procesada,
correspondiente al tercer trimestre del periodo de 2005 y 2006, con la finalidad de
poder efectuar el análisis comparativo respectivo.
Para este periodo quedaron fuera
del análisis las siguientes empresas:
Electro Pangoa, Electro Tocache,
Emsemsa y Edelsa debido a que no
se recibió información de ellos.
A continuación se presenta el Inventario de la información recibida para la
elaboración del presente informe trimestral de procesamiento, donde:
Donde: n = No Recibido; y s = Recibido
H : Histórico
A : Ajustado
Nombre Tipo Sistema
Electro Pangoa Disitribuidora S.A.
Electro Tocache Disitribuidora SEIN
Emsemsa Disitribuidora SEIN
Edelsa Disitribuidora S.A.
9
Tabla 1 Inventario de la Información Recibida
N° Tipo Sistema Nombre de la empresaFlujo deEfectivo
H A H A H A H A H A H H A
1 D SEIN Coelvisa s n s n s n s n s n s s n s s
2 D SEIN Edecañete s n s n s n s n s n s s n s s
3 D SEIN Edelnor s n s n s n s n s n s s n s s
4 D SA Electro Oriente s n s n s n s n s n s s n s s
5 D SA Electro Pangoa n n n n n n n n n n n n n n n
6 D SEIN Electro Puno s n n n n n s n s n n s n s n
7 D SEIN Electro Sur Este s n s n s n s n s n s s n s s
8 D SEIN Electro Sur Medio s n s n s n s n s n s s n s s
9 D SEIN Electro Tocache n n n n n n n n n n n n n n n
10 D SEIN Electro Ucayali s n s n s n s n s n s s n s s
11 D SEIN Electrocentro s n s n s n s n s n s s n s s
12 D SEIN Electronoroeste s s s s s s s s s s s s s s s
13 D SEIN Electronorte s n s n s n s n s n s s n s s
14 D SEIN Electrosur s n s n s n s n s n s s n s s
15 D SEIN Emsemsa n n n n n n n n n n n n n n n
16 D SA Emseusa s n s n s n s n s n s s n s n
17 D SEIN Hidrandina s n s n s n s n s n s s n s s
18 D SEIN Luz del Sur s n s n s n s n s n s s n s s
19 D SEIN Seal s s s s s s s s s s s s s s n
20 D SA Sersa s n s n s n s n s n s s n s n21 G SEIN Cahua1 s n s n s n s n s n s s n s s
22 G SA Chavimochic s s s s s s s s s s s s s s s
23 G SEIN Edegel2 s n s n s n s n s n s s n s s
24 D SA Edelsa n n n n n n n n n n n n n n n
25 G SEIN Eepsa s n s n s n s n s n s s n s s
26 G SEIN Egasa s n s n s n s n s n s s n s s
27 G SEIN Egemsa s n s n s n s n s n s s n s s
28 G SEIN Egenor s n s n s n s n s n s s n s s
29 G SA Egepsa s n s n s n s n s n s s n s n
30 G SEIN Egesur s n s n s n s n s n s s n s s
31 G SEIN Electro Andes s n s n s n s n s n s s n s s
32 G SEIN Electroperú s n s n s n s n s n s s n s s
33 G SEIN Enersur s n s n s n s n s n s s n s s
34 G SEIN San Gabán s n s n s n s n s n s s n s n
35 G SEIN Shougesa s s s s s s s s s s s s s s s
36 G SEIN Sinersa s n s n s n s n s n s s n s s
37 G SEIN Termoselva s n s n s n s n s n s s n s s
38 T SEIN Eteselva s n s n s n s n s n s s n s s
39 T SEIN Isa-Perú s s s s s s s s s s s s s s s
40 T SEIN Redesur s s s s s s s s s s s s s s s
41 T SEIN Transmantaro s s s s s s s s s s s s s s s
42 T SEIN Rep s s s s s s s s s s s s s s s 1 Cahua se fusionó con Energia Pacasmayo 4 10
2 Etevensa se fusiono con Edegel
3 Se considera tanto la información en dbf y excel
INVENTARIO DE LA INFORMACION RECIBIDA AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2007
FormatoImpreso
Formato
Magnét. 3
BalanceGeneral
Estado deGanancia yPérdidas porNaturaleza
Estado deGanancia yPérdidas porDestino
Costo Combinadopor Naturaleza
Costo Combinadopor Destino
Activo Fijo
10
1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
El análisis económico y financiero que se presenta en el presente estudio es
realizado en base al Software CTE2.6V2 que se retroalimenta a partir de los datos
proporcionados por las empresas.
El cálculo del ROA se realiza en base a la relación Utilidad Operativa y el nivel de
Activos del periodo. El ROE se obtiene de la relación entre la Utilidad antes de
Impuestos con el Patrimonio Neto del periodo.
Así, para el cuarto trimestre de 2007, los valores del ROA y ROE en promedio a
nivel del sector eléctrico son 8,87% y 14,41% respectivamente.
11
2. ANÁLISIS ECONOMICO FINANCIERO
12
2.1. MARCO DE ESTUDIO
El presente informe
contiene el análisis
Económico
Financiero de 38
empresas del sector eléctrico; 16 empresas generadoras, 5 empresas
transmisoras y 17 empresas distribuidoras. No se ha incluido en el análisis a
las empresas Electro Pangoa, Electro Tocache, Emsemsa y Edelsa por no
contar con la información respectiva en el momento del procesamiento de la
información requerida.
El análisis se ha efectuado sobre la base de los Estados Financieros
ajustados, por efectos de la inflación, elaborados y remitidos por las mismas
empresas a OSINERGMIN de acuerdo a lo establecido en el artículo Nº 59
del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Los Estados Financieros proporcionados por cada una de las empresas
fueron los siguientes:
- Balance General
- Estado de Ganancias y Pérdidas por Destino
- Estado de Ganancias y Pérdidas por Naturaleza
- Costos Combinados
- Flujo de Efectivo
- Activo Fijo
Para efectos del análisis comparativo se han tomado como referencia los
Estados Financieros de diciembre del 2005 y 2006, los que han sido
reexpresados a soles de diciembre de 2007, utilizando para ello los índices
IPM1 publicados por el INEI con índice base 1994 = 100,0.
1
IPM Diciembre 2005 171.142562IPM Diciembre 2006 173.426072IPM diciembre 2007 182.505674
Tipo/Sistemas SEIN SA Universo Marco de Estudio
Generadoras 14 2 16 16
Transmisoras 5 0 5 5
Distribuidoras 16 (a) 5 (b) 21 17
Total 35 7 42 38
Marco de Estudio 34 4 38
No presentaron información: (a) Electro Tocache y Emsemsa ( c) Edelsa y Electro Pangoa.
13
2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL
2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS
El total de activos
para diciembre de
2007 fue de S/. 26
212,8 millones
mientras que los
pasivos ascendieron
a S/. 11 309,1
millones (43,1% del
total activos); y el patrimonio fue de S/. 14 903,7 (56,9% del total activos).
Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales
a diciembre de 2007 ascenderían a S/. 20 194,3 representando el 77,0%
del total de activos.
Gráfico 1 Total de Activos
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Total Activos A Fijo y Otros Activos
26 212.820 194.3
6 018.5
Mill. S/.
Total Activos Activo Fijo Otros Activos
-
10,000
20,000
30,000
Total Activos Pasivo y Patrimonio Neto
26,212.8
14 903.7
11 309.1
Mill. S/.
Activos, Pasivos y Patrimonio Neto
Total Activo Patrimonio Neto Total Pasivo
14
Del total de activos fijos, el 61,8% corresponden a la actividad de
Generación, el 33,7% a la actividad de Distribución y el 4,5% a la actividad
de Transmisión. En el caso de activos totales S/. 26 212,8 millones (100%),
el 60,2 % corresponden a la actividad de Generación, el 31,6% a la
actividad de Distribución y el 8,2% a la actividad de Transmisión.
Gráfico 2 Estructura de Activos por Tipo de Empresa
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Total Activos Tipo Empresa
26 212.8
15 788.8
2 153.8
8 270.2
Mill. S/.
Distribuidoras Transmisoras Generadoras Total Activos
Reagrupando esta información por sistema, se tiene que el 98,2% (S/. 25
774,8 millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional y el 1,8% (S/. 467,9 millones) al Sistema Aislado.
15
Gráfico 3 Estructura de Activos por Sistema
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Total Activos Sistema
26 212.8 25 744.8
467.9
Mill. S/.
SA SEIN Total Activos
Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos netos, que a
diciembre de 2007 ascienden a S/. 20 194,3 millones; en este aspecto las
generadoras Edegel (21.2% del total de activos fijos) y Electroperú (14.7% del
total de activos fijos) tienen mayor relevancia.
Tabla 2 Activos por Empresa
Tipo EmpresaACTIVO FIJO NETO
Dic 07PARTICIPACION POR
TIPO G/T/DPARTICIPACION DEL TOTAL
ACTIVO FIJO Dic 06 REEXPRESADO
VARIACION
G Edegel 4,281,241 34.3% 21.2% 3,745,691 535,549
G Electro Peru 2,966,024 23.8% 14.7% 3,317,085 -351,061D Edelnor 1,945,725 28.6% 9.6% 2,045,802 -100,077D Luz del Sur 1,749,654 25.7% 8.7% 1,805,557 -55,903G Egenor 1,055,878 8.5% 5.2% 1,216,947 -161,069G Enersur 1,159,419 9.3% 5.7% 980,189 179,229G Egasa 729,048 5.8% 3.6% 793,971 -64,923
TOTAL (S/. Miles) 20,194,269 100% 100% 19,958,039 236,230
16
Tabla 3 Activos y Participación por Empresa
En S/. MilesACTIVO FIJO NETO
Dic 07PARTICIPACION
POR TIPOPARTICIPACION POR TOTAL
ACTIVO FIJO BRUTO Dic 07
PARTICIPACION POR TIPO
PARTICIPACION POR TOTAL
Edegel 4,281,241 34.3% 21.2% 5,895,669 28.9% 18.0%Electroperú 2,966,024 23.8% 14.7% 6,304,922 30.9% 19.2%Egenor 1,055,878 8.5% 5.2% 1,843,463 9.0% 5.6%Enersur 1,159,419 9.3% 5.7% 1,542,530 7.6% 4.7%Egasa 729,048 5.8% 3.6% 1,482,798 7.3% 4.5%Electro Andes 497,128 4.0% 2.5% 582,430 2.9% 1.8%Egemsa 424,926 3.4% 2.1% 617,009 3.0% 1.9%San Gabán 439,918 3.5% 2.2% 537,739 2.6% 1.6%Termoselva 241,350 1.9% 1.2% 339,069 1.7% 1.0%Cahua 219,262 1.8% 1.1% 359,287 1.8% 1.1%Egesur 140,703 1.1% 0.7% 302,097 1.5% 0.9%Eepsa 145,770 1.2% 0.7% 250,661 1.2% 0.8%Chavimochic 36,562 0.3% 0.2% 58,423 0.3% 0.2%Sinersa 83,950 0.7% 0.4% 109,302 0.5% 0.3%Shougesa 55,402 0.4% 0.3% 152,167 0.7% 0.5%
Total Generadoras 12,478,641 100.0% 61.8% 20,381,998 100.0% 62.1%
Eteselva 216,931 23.9% 1.1% 288,617 24.0% 0.9%ISA-Perú 142,350 15.7% 0.7% 172,897 14.4% 0.5%
Redesur 165,637 18.2% 0.8% 218,346 18.2% 0.7%
Transmantaro 357,009 39.3% 1.8% 471,552 39.3% 1.4%REP 26,705 2.9% 0.1% 49,368 4.1% 0.2%
Total Transmisoras 908,632 100.0% 4.5% 1,200,780 100.0% 3.7%
Coelvisa 22,334 0.3% 0.1% 26,483 0.2% 0.1%Ede Cañete 45,281 0.7% 0.2% 75,465 0.7% 0.2%Edelnor 1,945,725 28.6% 9.6% 3,055,450 27.2% 9.3%Electro Centro 428,139 6.3% 2.1% 909,747 8.1% 2.8%Electro Noroeste 232,551 3.4% 1.2% 418,516 3.7% 1.3%Electro Norte 175,040 2.6% 0.9% 337,627 3.0% 1.0%Electro Oriente 323,265 4.7% 1.6% 389,712 3.5% 1.2%Electro Puno 178,394 2.6% 0.9% 310,230 2.8% 0.9%Electro Sur 121,268 1.8% 0.6% 231,597 2.1% 0.7%Electro Sureste 372,368 5.5% 1.8% 631,210 5.6% 1.9%Electro Surmedio 194,770 2.9% 1.0% 362,974 3.2% 1.1%Electro TocacheElectro Ucayali 99,451 1.5% 0.5% 147,169 1.3% 0.4%EmsemsaHidrandina 697,808 10.3% 3.5% 1,262,336 11.2% 3.8%Luz del Sur 1,749,654 25.7% 8.7% 2,547,178 22.7% 7.8%Seal 215,237 3.2% 1.1% 510,896 4.6% 1.6%Sersa 99 0.0% 0.0% 155 0.0% 0.0%
Total Distribuidoras 6,806,997 100.0% 33.7% 11,226,762 100.0% 34.2%
TOTAL 20,194,269 100.0% 100.0% 32,809,539 100.0% 100.0%SEIN 19,826,669 98.2% 98.2% 32,346,799 98.6% 98.6%
SIST. AISLADOS 367,600 1.8% 1.8% 462,740 1.4% 1.4%
TOTAL 20,194,269 100.0% 100.0% 32,809,539 100.0% 100.0%
17
2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO
Al cierre del cuarto trimestre del presente año, el Pasivo total asciende
a S/. 11 309,1 millones, lo cual representa el 43,1% de los Activos
totales, mientras que el Patrimonio muestra un nivel del S/. 14 903,7
millones que representan el 56,9% del Total Activos.
Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio
11,309.1
14,903.7
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
Pasivo Patrimonio
Mill. S/.
En relación a la estructura del pasivo por tipo de empresa, el 59,7% de
pasivos corresponderían al conjunto de empresas generadoras, el
10,5% a las empresas transmisoras y el 29,8% a las empresas de
distribución.
Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
Total Pasivos Tipo Empresa
11 309.1
6 752.9
1 184.6
3 371.6
Mill. S/.
Distribuidoras Transmisoras Generadoras Total Pasivos
18
Con relación al tipo de sistema se observa una concentración del
pasivo en empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,
alcanzando a diciembre del 2007, 99,7% y con sólo 0,3% para las
empresas del Sistema Aislado.
Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
Total Pasivos Sistema
11 309.1 11 277.4
31.7
Mill. S/.
SA SEIN Total Pasivos
A diciembre de 2007 el Pasivo Corriente ascendió a S/. 3 065,1
millones (27,1% del pasivo) y el Pasivo No Corriente ascendió a S/. 8
244,0 millones (72,9% del pasivo).
Gráfico 7 Componentes del Pasivo
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
Total Pasivos Corriente y No Corriente
11 309.1
8 244.0
3 065.1
Mill. S/.
Pasivo Corriente Pasino No Corriente Total Pasivos
19
Con relación al Patrimonio neto al cierre del cuarto trimestre, éste
ascendió a S/. 14 903,7 millones, el cual representa el 56,9% de los
activos totales.
Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Dic-07
100,0%
56,9%
Millones de Nuevos Soles
Dic-07
Total Pasivo y Patrimonio 26,212.8
Patrimonio Neto 14,903.7
Deuda/Patrimonio 0.7588
El Sector Eléctrico presenta, en general, un nivel de apalancamiento
del 0,7588. Por Tipo de empresa, las Generadoras requieren
endeudarse en 0,747 para operar, y las Distribuidoras, 0,688 y
Transmisoras 1,222. Cabe destacar que el 60,6% del total Patrimonio
neto corresponde a las empresas generadoras, mientras que 32,9% a
las empresas distribuidoras y el 6,5% a las de transmisión.
20
Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
Patrimonio Neto Tipo Empresa
14 903.7
9 035.9
969.2
4 898.6
Mill. S/.
Distribuidoras Transmisoras Generadoras Patrimonio Neto
Ilustración 1 Evolución Total de Activos
26 578.727 419.2
26 212.8
0.0%
3.1%
-4.6%
-10.0%
-8.0%
-6.0%
-4.0%
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
25,600
25,800
26,000
26,200
26,400
26,600
26,800
27,000
27,200
27,400
27,600
Dic-05 Dic-06 Dic-07
%
Mill. S/.
Total Activos ? Activos
21
Ilustración 2 Evolución del Patrimonio
26 578.7 27 419.2 26 212.8
14 993.6 15 418.9 14 903.7
56.4% 56.2% 56.9%
25.0%
40.0%
55.0%
70.0%
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Dic-05 Dic-06 Dic-07
%
Mill. S/.
Total Activo Patrimonio Neto % Patrimonio Neto
Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio
14,993.6 15,418.9 14,903.7
11,585.1 12,000.3 11,309.1
0.77 0.78 0.76
0.600.650.700.750.800.850.900.951.001.051.101.151.20
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Dic-05 Dic-06 Dic-07
Mill. S/.
Patrimonio Neto Pasivo Deuda/Patrimonio
Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
Total Generadoras Transmisoras Distribuidoras
Pasivos 11,309.1 6,752.9 1,184.6 3,371.6
Patrimonio Neto 14,903.7 9,035.9 969.2 4,898.6
Pasivo/Patrimonio 0.759 0.747 1.222 0.688
11 309.1
6 752.9
1 184.6
3 371.6
14 903.7
9 035.9
969.2
4 898.6Mill. S/.
22
2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS
• INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA
El Total de Ingresos ascendió a S/. 9 482,1 millones, 4,0% por debajo
de lo obtenido en similar periodo el 2006. En lo que respecta a los
Costos Operativos, éstos alcanzaron los S/. 7 154,7 millones,
reduciéndose en 5,6% respecto a lo obtenido en diciembre del 2006.
Como resultado de ello, la Utilidad operativa resultó 1,4% mayor a su
similar periodo del año 2006 alcanzando un nivel de S/. 2 327,4
millones.
Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico
9 482.1
7 154.7
2 327.4
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
Ingresos Operativos
Costos Operativos
Utilidad Operativa
Mill. S/.
� Por Tipo de Empresa
A diciembre de 2007, el
48,7% de los Ingresos
totales corresponde a la
actividad de
Generación
(conformado por 16
empresas), el 47,1% a la
actividad de Distribución
Generadoras48,7%
Transmisoras4.1%
Distribuidoras47.1%
% de Ingresos por Tipo de Empresa
Total (Mill S/.) %Ingresos 9,482.1 100.0%
Generadoras 4622.2 48.7%Transmisoras 390.4 4.1%
Distribuidoras 4469.5 47.1%
23
(conformado por 17 empresas) y el 4,1% a la actividad de Transmisión
(conformado por 5 empresas).
Respecto a los Costos
Operativos, el 45,3%
corresponde a las
empresas generadoras
(S/. 3 242,4 millones), el
52,1% a empresas
distribuidoras (S/. 3 725,1
millones) y el 2,6% proviene
de las empresas transmisoras
(S/. 187,2 millones).
La Utilidad Operativa
queda proporcionada
por 59,3% a las
empresas generadoras
(S/. 1 379,8 millones),
el 32,0% a empresas
distribuidoras (S/. 744,4
millones) y el 8,7%
proviene de las empresas
transmisoras (S/. 203,2 millones).
Generadoras45.3%
Transmisoras2.6%
Distribuidoras52.1%
% de Gastos por Tipo de Empresa
Total (Mill S/) %
Costos (Mill S/.) 7,154.7 100.0%Generadoras 3242.4 45.3%Transmisoras 187.2 2.6%Distribuidoras 3725.1 52.1%
Generadoras59.3%
Transmisoras8.7%
Distribuidoras32.0%
% Utilidad Operativa por Tipo de Empresa
Total (Mill S/) %Util.Operativa (Mill S/.) 2,327.4 100.0%
Generadoras 1379.8 59.3%
Transmisoras 203.2 8.7%Distribuidoras 744.4 32.0%
24
Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Tipo de
Empresa
•
•
•
•
•
•
•
• Las empresas de Generación presentan un EBITDA2 de S/.
1960,9 millones, superior en S/. 581,1 millones a su Utilidad
Operativa (S/. 1 379,8 millones) por concepto Provisión por
Depreciación.
• Las empresas Transmisoras presentan una Utilidad Operativa
de S/. 203,2 millones y un EBITDA de S/. 249,8 millones
superior en S/. 46,6 millones correspondiente a la Provisión por
Depreciación.
• La actividad Distribución presenta una Utilidad Operativa de S/.
744,4 millones y un EBITDA de S/. 1 109,1 millones., superior
en S/. 364,7 millones correspondiente a la Provisión por
Depreciación.
� Por Sistema El Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN) representa el 97,9%
de los Ingresos operativos (S/. 9
285,9 millones) siendo éste inferior a
su similar a diciembre del 2006 en
4,4%.
2 EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación
I
I
I
-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
Generadora Transmisora Distribuidora
1,960.9
249.8
1,109.1
E.B.I.T.D.A. por Tipo de Empresa Generadora
Transmisora
Distribuidora
4,622.2
390.4
4,469.5
3242.4
187.2
3725.1
1,379.8
203.2
744.4
Generación
Transmisión
Distribución
Mill S/.
Estructura del Resultado Operativo por Tipo de Empresa
Utilidad Operativa Costos Operativos Ingresos
Sistema Interconectado Nacional97.9%
Sistemas Aislados2.1%
% Ingresos por Sistema
25
Respecto a los Costos
Operativos, el Sistema
Eléctrico Interconectado
Nacional representa el 97,3%
(S/. 6 964,2 millones), y el
Sistema Aislado el 2,7% (S/.
190,5 millones).
La Utilidad Operativa muestra
que la participación del Sistema
Eléctrico Interconectado
Nacional representa el 99,8%
(S/. 2 321,7 millones), y el
Sistema Aislado el 0,2% (S/.
5,7 millones).
Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
SEIN SA
3,298.6
21.2
E.B.I.T.D.A. por Sistema
• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional presenta una
Utilidad Operativa (UO) de S/. 2 321,7 millones y un EBITDA de
S/. 3 298,6 millones superior a UO en S/. 976,9 millones por
concepto de Provisión por Depreciación.
I
Sistema Interconectado Nacional97.3%
Sistemas Aislados2.7%
% de Gastos por Sistema
Sistema Interconectado Nacional99.8%
Sistemas Aislados0.2%
% de Utilidad Operativa por Sistema
26
• El Sistema Aislado presenta una Utilidad Operativa de S/. 5,7
millones y un EBITDA de S/. 21,2 millones superior a UO en S/.
15,5 millones correspondiente al concepto de la Provisión por
Depreciación.
• UTILIDAD NETA
A nivel del Sector Eléctrico, la Utilidad Neta a diciembre de 2007 es de
S/. 1 414,2 millones que corresponden al 14,9% del Total Ingresos.
� Por Tipo de Empresa • Las empresas Generadoras presentan una Utilidad Neta de S/.
894,3 millones.
• Las Transmisoras presentan Utilidad Neta de S/. 101,0
millones, al 31 de diciembre de 2007, superior en 33.0% a su
Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2006 (S/. 75,9
millones a soles de diciembre 2007).
• La empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Neta de S/.
418,9 millones, superior en 14,4% a su Utilidad Neta
correspondiente a diciembre del 2006 (S/. 366,3 millones a
soles de diciembre 2007).
� Por Sistema • El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) representa
una Utilidad Neta de S/. 1 408,2 millones, superior en 1,7% a su
Utilidad Neta correspondiente a diciembre de 2006 (S/. 1 384,8
millones a soles de diciembre 2007).
• El Sistema Aislado presenta una Utilidad Neta de S/. 6,0
millones, superior a su Utilidad Neta correspondiente a
diciembre de 2006 (S/. -13,3 millones a soles de diciembre
2007).
I
27
2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO
En esta parte del informe se presenta el análisis vertical y horizontal del
Balance General ajustado por efecto de la inflación, correspondiente al cuarto
trimestre del año 2007.
2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL
En lo que respecta al Balance General, el análisis vertical se basa en
la asignación de un valor de 100 % a los Activos totales y al Pasivo
más Patrimonio, haciendo comparables las estructuras de cada una
de las empresas bajo análisis.
En lo que respecta al Estado de Ganancias y Pérdidas asignamos un
valor de 100% a los Ingresos totales.
� Por Tipo de Empresa En lo que se refiere al Balance General tenemos lo siguiente:
Con respecto a la estructura de Activos de las empresas generadoras,
el 79,0% corresponde al Activo fijo (S/.12 478,6 millones), mientras
que el 13,1% corresponde al Activo corriente (S/.2 068,4 millones) y el
7,9% a Otros activos no corrientes (S/. 1 241,8 millones).
Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras
Activo Corriente13.1%
Activo fijo79.0%
Otros activos no corrientes7.9%
Para las empresas transmisoras, se puede apreciar que el Activo fijo
(S/. 908,6 millones) representa el 42,2% de los Activos totales. Por su
parte el Activo corriente (S/. 227,1 millones) constituye el 10,5%,
28
mientras que los Otros activos no corrientes (S/. 1 018,0 millones)
representan el 47,3%.
Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras
Activo Corriente10.5%
Activo fijo42.2%
Otros activos no corrientes47.3%
Para las empresas distribuidoras, el 82,3% de sus Activos totales
corresponde a los Activos fijos (S/. 6 807,0 millones), mientras que el
Activo corriente ocupa el 14,7% (S/. 1 214,6 millones) y los Otros
activos no corrientes el 3,0% (S/. 248,6 millones).
Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras
Activo Corriente14.7%
Activo fijo82.3%
Otros activos no corrientes
3.0%
Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de
generación, el 42,8% proviene de fuentes de financiamiento externas
(S/. 6 752,9 millones) y el 57,2% de fuentes propias (S/. 9 035,9
millones).
29
Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras
Pasivo Corriente10.0%
Pasivo No Corriente32.8%
Patrimonio Neto57.2%
Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas
transmisoras, el 55,0% proviene de fuentes de financiamiento externas
(S/. 1 184,6 millones) y el 45,0% de fuentes propias (S/. 969,2
millones).
Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras
Pasivo Corriente7.4%
Pasivo No Corriente47.6%
Patrimonio Neto45.0%
Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de
distribución, el 40,8 % proviene de fuentes de financiamiento externas
(S/. 3 371,6 millones) y el 59,2 % de fuentes propias (S/. 4 898,6
millones).
30
Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras
Pasivo Corriente16.1%
Pasivo No Corriente24.6%
Patrimonio Neto59.2%
Al analizar el Estado de Ganancias y Pérdidas, se aprecia que los
principales ingresos por cada tipo de empresa se relacionan
directamente con su actividad principal.
Los Ingresos totales de las
empresas generadoras
ascendieron a S/. 4 622,2
millones, siendo su principal
ingreso la Venta de energía a
precios en barra (49,6% de
sus Ingresos).
De otro lado, los Costos Operacionales ascienden a S/. 3 242,4
millones y representan el 70,1% del Total Ingresos. Dentro de los
Costos Operacionales más representativos se tienen: la Compra de
energía con 27,4% de participación, las Provisiones con 13,3% y los
Combustibles y Lubricantes con el 13,0% del Total Ingresos
respectivamente.
Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 1 379,8 millones, lo cual
representa el 29,9% del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a
S/. 894,3 millones, 19,3% de los Ingresos totales.
Venta energía eléctrica al público37.6%
Venta energía precios en barra49.6%
Otros12.8%
Análisis Vertical: Subsector GeneraciónIngresos
31
El total de Ingresos de las
empresas transmisoras a
diciembre de 2007, ascendió a
S/. 390,4 millones, siendo el
principal ingreso de estas
empresas el pago por Peaje de
transmisión que pagan las
empresas generadoras y representan el 85,0% de sus Ingresos.
Los Costos operativos ascendieron a S/. 187,2 millones y representan
el 47,9% de sus Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales, los
más representativos son: las Provisiones S/. 83,3 millones, los
Servicios prestados por Terceros S/. 44,9 millones y las Cargas del
Personal S/. 32,2 millones, los cuales representan el 21,3%, 11,5% y
8,3% de sus Ingresos respectivamente.
Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 203,2 millones, lo cual
representa el 52,1% del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a
S/. 101,0 millones, 25,9% de los Ingresos totales.
El Total de Ingresos de las
empresas de distribución a
diciembre de 2007 asciende
a S/. 4 469,5 millones siendo
el principal ingreso la venta
de energía eléctrica al
público con S/. 4 197,3
millones 93,9% de participación del Total Ingresos.
Los Costos Operativos ascendieron a S/. 3 725,1 millones
representando el 83,3% de los Ingresos. Los más representativos son
la Compra de energía y las Provisiones que representan el 52,3% y
8,9% de Ingresos.
Peajes y uso Instal.
transmisión85.0%
Otros ingresos7.3%
Otros7.7%
Análisis Vertical: Subsector TransmisiónIngresos
Venta energía
eléctrica al público93.9%
Otros6.1%
Análisis Vertical: Subsector DistribuciónIngresos
32
Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 744,4 millones, lo cual
representa el 16,7% del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a
S/. 418,9 millones, 9,4% de los Ingresos totales.
2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN
� Por Tipo de Empresa Las empresas generadoras muestran un nivel de los activos totales de
S/. 15 788,8 millones que representa el 60,2% del Total de Activos del
Sistema Eléctrico. Asimismo, el nivel de los pasivos de las empresas
generadoras alcanzó S/. 6 752,9 millones, mientras que el patrimonio
neto S/. 9 035,9. El 30,1% de Activos totales es propiedad de Edegel,
el 21,6% de Electro Perú y el 10,8% de Enersur concentrándose en
estas 3 empresas el 62,5% de los activos totales.
Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras
Edegel30.1%
Electro Peru21.6%Enersur
10.8%
Otras37.5%
Las empresas transmisoras muestran un total de activos de S/. 2
153,8. El 51,9% de Activos totales es propiedad de REP, el 19,7% de
Transmantaro concentrándose en estas 2 empresas el 71,6% de los
activos totales. A nivel transmisoras se observa un nivel de activo fijo
neto en 42,2%. Además se observa en las transmisoras los Otros
activos no corrientes equivalente a 47,3%.
33
Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras
REP51.9%
Transmantaro19.7%
Otras28.4%
Las empresas distribuidoras presentan niveles de activo de S/. 8 270,2
millones. El activo fijo neto es de S/. 6 807,0 millones. Las empresas
que concentran el 52,3% de los Activos totales en esta actividad son:
Edelnor (27,0%) y Luz del Sur (25,3%). Con relación a los pasivos se
registra un nivel de S/. 3 371,6 millones.
Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras
Edelnor27.0%
Luz del Sur25.3%
Otras47,3%
Del total de ingresos
correspondiente a las
empresas generadoras
solo dos empresas
concentran el 48,4%,
siendo estas: Electro
Perú con el 25,5% y Edegel con el 22,9%. Enersur tiene una
Edegel22.9%
Electro Peru25.5%Enersur
18.5%
Egenor9.8%
Otras23.3%
Ingresos por Generadoras
34
participación del 18,5% sobre el total y Egenor participa con 9,8% de
los Ingresos del Subsector Generación.
Del total de ingresos de
las empresas
transmisoras Red de
Energía del Perú (REP)
concentra 54,9% y
Transmantaro el 21,5%
de los Ingresos del Subsector.
Para las empresas
distribuidoras sólo dos
empresas concentran
el 60,8%, siendo
éstas: Luz del Sur con
el 30,6% y Edelnor con el 30,2% de participación del Total Subsector
Distribución.
� Por Sistema
En el Estado de
Ganancias y Pérdidas
por destino se observa
la misma tendencia de
acumulación, el 97,9%
de los Ingresos
corresponde al
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y el 2,1% al Sistema
Aislado.
REP54.9%
Transmantaro21.5%
Otras23.7%
Ingresos por Transmisoras
Luz del Sur30.6%
Edelnor30.2%
Otras39.2%
Ingresos por Distribuidoras
Sistema Interconectado Nacional97.9%
Sistemas Aislados2.1%
% Ingresos por Sistema
35
Los Costos de
Operación ascienden a
S/. 6 964,2 millones para
el SEIN y S/. 190,5
millones para el Sistema
Aislado (97,3% y 2,7%
respectivamente).
Las Utilidades Operativas
en el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional
y Sistema Aislado,
ascienden a S/. 2 321,7
millones y S/. 5,7
millones (99,8% y 0.2%
respectivamente).
En el análisis de las empresas que conforman el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional se observa que en el nivel de Ingresos la
representatividad la mantienen las empresas Luz del Sur, Edelnor, Electro
Perú y Edegel con 14,7%; 14,5%; 12,7% y 11,4% respectivamente.
SEIN SA
Ingresos 97.9% 2.1%Costos 97.3% 2.7%Util. Operativa 99.8% 0.2%
Sistema Interconectado Nacional97.3%
Sistemas Aislados2.7%
% de Gastos por Sistema
Sistema Interconectado Nacional99.8%
Sistemas Aislados0.2%
% de Utilidad Operativa por Sistema
36
2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS
Para este análisis se ha tomado como referencia la bibliografía de
Leopoldo Berstein y el artículo de Giovanny E. Gómez, en donde se
menciona lo siguiente:
“El Método de análisis horizontal es un procedimiento que consiste en comparar estados financieros homogéneos en dos o mas periodos consecutivos, para determinar aumentos y disminuciones o variaciones de las cuentas de un periodo a otro. Este análisis es de gran importancia para la empresa porque mediante él se informa si los cambios en las actividades y si los resultados han sido positivos o negativos, también permite definir cuales merecen mayor atención por ser cambios significativos en marcha. A diferencia del vertical que es estático porque analiza y compara datos de un sólo período, este procedimiento es dinámico porque relaciona los cambios financieros presentados en aumentos o disminuciones de un período a otro.” 3
Su metodología de cálculo consiste en hacer el año base en 100, se
calcula el resto de la data como diferencia del valor año base y
dividido con el valor del año base.
� Por Tipo de Empresa Las Empresas Generadoras muestran una disminución de 5,8% en
el nivel de los Activos totales en comparación con lo registrado a
diciembre de 2006, debiéndose básicamente a la disminución del
Activo no Corriente, el cual disminuyó en 5,2% respecto a diciembre
del 2006.
Además, existe una disminución de los Activos fijos netos de 8,0% en
relación a su similar diciembre de 2005, lo que representa, a su vez,
una reducción de 5,5% respecto a diciembre de 2006.
3 “Análisis financiero para la toma de decisiones”
37
Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras
3,000
6,000
9,000
12,000
15,000
18,000
Total Activo Activo FijoDic-05 16,773.3 13,562.1
Dic-06 16,752.0 13,209.2
Dic-07 15,788.8 12,478.6
100.0%
100.0%
-0.1%
-2.6%
-5.9%
-8.0%
Millones de Nuevos Soles
En lo que respecta a la evolución del Pasivo, éste se encuentra 8,7%
por debajo a lo registrado a diciembre de 2006 y 9,4% por debajo de lo
registrado en diciembre 2005. Así también, el Patrimonio neto se
redujo en 3,4% con respecto al mismo periodo del 2006 y 3.0% por
debajo de lo registrado en el mismo periodo del 2005.
Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras
4,000
6,000
8,000
10,000
Pasivo Patrimonio NetoDic-05 7,455.8 9,317.5
Dic-06 7,395.3 9,356.8
Dic-07 6,752.9 9,035.9
100.0%
100.0%
-0.8%
0.4%
-9.4%
-3.0%
Millones de Nuevos Soles
Durante el cuarto trimestre del año 2007, los Ingresos operativos de
las empresas generadoras se redujeron en 6,3% con respecto a
38
similar periodo del año 2006 y 3,0% con respecto al año 2005. Sus
costos también disminuyeron en 6,6% con respecto al año 2006 y
3,8% con respecto al año 2005. La Utilidad operativa se redujo en
5,5% con respecto al año 2006 y 1,3% con respecto al año 2005.
Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
dic-05 dic-06 dic-07
4,767.0 4,930.7
4,622.2
3,369.5 3,470.2 3,242.4
1,397.4 1,460.5 1,379.8
Millones de Nuevos Soles
Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa
Por otro lado, Las Empresas Transmisoras muestran un aumento de
58,9% con relación al total de Activos a diciembre de 2005, como
resultado del aumento del activo no corriente en 55,2% y del aumento
del activo corriente en 99,4%. Con respecto al año 2006, el total de
Activos disminuyó en 4,8%.
Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Total Activo Activo f ijoDic-05 1,355.1 914.1
Dic-06 2,261.6 1,054.2
Dic-07 2,153.8 908.6
100,0%
100,0%
66.9%
15.3%
58.9%
-0.6%
Milones de Nuevos Soles
39
En lo que se refiere al Pasivo, éste aumentó en 73,2% y aumentó el
Patrimonio en 44,4% respecto a diciembre de 2005. Respecto al año
2006, el Pasivo se incrementó en 1% y el Patrimonio se redujo en
11,0%.
Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
Pasivo Patrimonio NetoDic-05 684.1 671.0
Dic-06 1,173.0 1,088.5
Dic-07 1,184.6 969.2
100.0% 100.0%
71.5% 62.2%73.2%44.4%
Millones de Nuevos Soles
Durante el cuarto trimestre del presente año, los Ingresos operativos
de las empresas transmisoras aumentaron en 89,7% en relación al
mismo periodo del año 2005, y disminuyó en 1,4% en relación al
mismo periodo del año 2006. Así mismo, los costos se incrementaron
en 82,7% en relación al mismo periodo de 2005 y se redujeron en
7,6% en relación al mismo periodo de 2006. Como resultado, la
Utilidad Operativa creció en 96,6% respecto del mismo periodo de
2005 y 5,0% respecto del mismo periodo de 2006.
40
Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras
-
50
100
150
200
250
300
350
400
dic-05 dic-06 dic-07
205.8
396.1 390.4
102.4
202.5 187.2
103.4
193.5 203.2
Millones de Nuevos Soles
Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa
En relación a diciembre de 2005, las Empresas Distribuidoras
disminuyeron sus niveles de Activos totales en 2,1%, esta reducción
se debe a la disminución del Activo no corriente en 4,8%. Respecto al
a diciembre de 2006 los Activos totales disminuyeron en 1,6%.
Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
Total Activo Activo f ijoDic-05 8,450.3 7,233.4
Dic-06 8,405.6 6,968.7
Dic-07 8,270.2 6,807.0
100.0%
100.0%
-0.5%
-3.7%-2.1%
-5.9%
Millones de Nuevos
Soles
Con relación a los Pasivos se registra una disminución de 2,1% con
relación al monto de diciembre de 2005, y a la vez una disminución del
Patrimonio neto en 2,1%. Mientras que, con respecto a diciembre de
2006, existe una reducción del Pasivo de 1,8% y del Patrimonio neto
de 1,5%.
41
Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Pasivo Patrimonio NetoDic-05 3,445.2 5,005.1
Dic-06 3,431.9 4,973.6
Dic-07 3,371.6 4,898.6
100.0%
100.0%
-0.4%
-0.6%
-2.1%
-2.1%
Milones de Nuevos Soles
Respecto a los resultados obtenidos por las empresas distribuidoras,
éstas registraron durante el cuarto trimestre del año 2007 un
incremento de los ingresos de 5,6% y una disminución de los costos
de 0,1% lo cual originó un aumento de la Utilidad Operativa en 43,0%,
respecto a diciembre 2005. Comparando con el año 2006, los ingresos
operativos se redujeron en 1,8%; asimismo, los costos operativos
disminuyeron en 4,7% logrando un incremento de la Utilidad Operativa
en 16,2%.
Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
dic-05 dic-06 dic-07
4,233.8
4,551.1 4,469.5
3,727.5 3,910.3
3,725.1
506.2 640.8 744.4 Millones de Nuevos Soles
Ingresos Costos Operativos Utilidad Operativa
� Por Sistema Las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN), en forma consolidada presentan una disminución de
42
los activos en 4,6% en comparación con lo registrado a diciembre de
2006 y también, una reducción de 1,6% con relación a diciembre de
2005.
Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
Total Activo Activo fijoDic-05 26,165.0 21,361.3
Dic-06 26,976.4 20,868.6
Dic-07 25,744.8 19,826.7
100.0%
100.0%
3.1%
-2.3%
-1.6%
-7.2%Milllones de Nuevos
Soles
En lo que respecta a los Pasivos, éstos también experimentaron una
caída del 5,8% con respecto a lo registrado a diciembre de 2006 y una
caída de 2,5% con respecto a diciembre 2005. En cuanto al
Patrimonio neto, éste presentó una disminución de 3,6% con respecto
a diciembre 2006 y de 0,9% con respecto a diciembre 2005.
Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
6,000
8,500
11,000
13,500
16,000
Pasivo Patrimonio NetoDic-05 11,565.8 14,599.2
Dic-06 11,975.4 15,001.0
Dic-07 11,277.4 14,467.5
100.0%
100.0%
3.5%
2.8%
-2.5%
-0.9%
Millones de Nuevos Soles
43
Lo que respecta a los resultados obtenidos, en lo que va del cuarto
trimestre del año 2007, los Ingresos totales presentaron un aumento
del 2,6% con respecto al mismo periodo del 2005. Los Costos
Operativos se redujeron en 1,1% respecto al mismo periodo de 2005,
dando como resultado que la Utilidad Operativa presente un aumento
de 15,6%. Respecto al año 2006, los Ingresos disminuyeron en 4,4%;
disminuyendo también los Costos Operativos en 5,9% obteniendo un
Utilidad Operativa de superior en 0,6%.
Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,0009,710.2
9,285.9
7,401.9 6,964.2
2,308.4 2,321.7
1,384.8 1,408.1 Millones de Nuevos Soles
Ingresos Operativos Gastos Operativos
Utilidad de Operación Utilidad Neta
Dic- 06 Dic - 07
Las empresas que conforman los Sistemas Aislados (SA) en forma
consolidada presentan un incremento de los activos en 5,7% en
comparación con lo registrado a diciembre de 2006 y también, un
incremento de 13,1% con relación a diciembre de 2005.
44
Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados
0
100
200
300
400
500
Total Activo Activo fijoDic-05 413.7 348.3
Dic-06 442.7 363.5
Dic-07 467.9 367.6
100.0%
100.0%
7.0%
4.4%
13.1%
5.5%
Millones de Nuevos Soles
En lo que respecta a los Pasivos de los Sistemas Aislados, éstos
experimentaron un incremento de 64,3% con respecto a lo registrado
a diciembre de 2005 y de 27,7% con respecto a diciembre 2006. En
cuanto al Patrimonio neto, éste presentó un incremento de 10,6% con
respecto a diciembre 2005 y de 4,4% con respecto a diciembre 2006.
Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados
0
100
200
300
400
500
Pasivo Patrimonio NetoDic-05 19.3 394.4
Dic-06 24.9 417.9
Dic-07 31.7 436.2
100.0%
100.0%
28.7%
6.0%
64.3%
10.6%
Millones de Nuevos Soles
Los ingresos consolidados de las empresas que conforman este
sistema se incrementaron en 24,6% y 17,0% respecto a similar
periodo de 2005 y 2006 respectivamente. Los Costos Operativos
también aumentaron en 19,9% y 5,1% respecto al año 2005 y 2006
45
respectivamente. La Utilidad Operativa a diciembre de 2007 ascendió
a S/. 5,7 millones; siendo de – S/. 1,5 millones y – S/. 13,5 millones en
los años 2005 y 2006 respectivamente.
Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados
-50
0
50
100
150
200
dic-05 dic-06 dic-07
157.4 167.7
196.2
158.9
181.2 190.5
-1.5 -13.5
5.7
-2.8 -13.3
6.0
Millones de Nuevos Soles
Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa Utilidad Neta
46
2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS
El análisis de costo combinado fue desarrollado adicionalmente en hoja de
cálculo Excel, debido a que el sistema no arroja resultados agrupando por
tipo de empresa o por sistemas.
2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL
• ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN
� Por Tipo de Empresa Las empresas distribuidoras concentran el mayor porcentaje de
Costos Totales incluyendo los Costos del Servicio y las Cargas
Financieras, con 50,6% del total.
Las empresas generadoras presentan una participación del 45,9% en
los Costos Totales (incluidas las Cargas Financieras), y en menor
porcentaje las empresas transmisoras que apenas representan el
3,5% de dichos costos.
Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa
TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total602. Combustibles y Lubricantes 81.9% 0.1% 18.0% 100.0%606. Suministros Diversos 22.7% 1.9% 75.4% 100.0%607. Compra de Energía 35.2% 0.0% 64.8% 100.0%62. Cargas de Personal 35.5% 7.4% 57.1% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 44.4% 5.9% 49.8% 100.0%64. Tributos 61.1% 4.0% 34.9% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 69.6% 8.5% 21.9% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 56.7% 7.7% 35.6% 100.0%
Total Costo del Servicio 45.3% 2.6% 52.1% 100.0%670. Cargas Financieras 55.2% 16.8% 28.0% 100.0%
Costo servicio+Cargas Financieras 45.9% 3.5% 50.6% 100.0%
Empresas Generadoras
La empresa Electro Perú concentra la mayor cantidad de costos,
representando el 26,3% del total de costos de servicio (incluyendo
cargas financieras) de las empresas generadoras. Es seguida por
Edegel con el 25,7% y Enersur con el 17,2% del total costos de las
empresas generadoras. La mayor parte de Gastos de Personal está
47
concentrado en: Electro Perú (21,0%), Edegel (19,2%) y Egenor
(15,9%).
Las empresas que más contratan Servicios de terceros son Enersur
con el 43,3% del total del rubro, a continuación está Edegel con el
17,3%. Electro Perú reporta menos costos en este rubro, con 4,8%. La
empresa que concentra el mayor Costo en combustibles y lubricantes
en el grupo de empresas generadoras es Enersur con 44,9%, luego le
sigue Edegel con 31,5%.
Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras
EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electroperú Enersur Termoselva Total602. Combustibles y Lubricantes 31.5% 10.6% 1.2% 44.9% 0.0% 100.0%606. Suministros Diversos 27.8% 10.5% 11.8% 22.7% 0.0% 100.0%607. Compra de Energía 18.5% 5.3% 55.5% 0.4% 0.0% 100.0%62. Cargas de Personal 19.2% 15.9% 21.0% 3.4% 0.1% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 17.3% 4.8% 4.8% 43.3% 17.0% 100.0%64. Tributos 29.0% 10.0% 26.0% 13.8% 0.0% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 10.3% 5.0% 6.8% 9.1% 50.0% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 32.7% 7.5% 20.2% 12.6% 3.5% 100.0%Total Costo del Servicio 23.6% 7.4% 28.5% 16.6% 4.3% 100.0%670. Cargas Financieras 50.6% 0.0% 0.0% 24.0% 0.0% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 25.7% 6.8% 26.3% 17.2% 4.0% 100.0%
Empresas Transmisoras
Como observamos en la tabla siguiente, la empresa que concentra la
mayor parte de los Costos Totales que se incurren en esta actividad
es REP con 57,1%, seguida por Transmantaro con 18,0%; REP,
adicionalmente, es la empresa que presenta más cargas financieras
dentro de este grupo de empresas, con 54,2%.
Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras
EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro REP Total602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 100.0% 100.0%606. Suministros Diversos 0.0% 0.0% 3.0% 3.9% 93.1% 100.0%607. Compra de Energía62. Cargas de Personal 0.0% 1.2% 3.9% 6.4% 88.5% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 16.8% 8.6% 11.5% 15.2% 47.9% 100.0%64. Tributos 0.5% 7.7% 8.4% 23.0% 60.4% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 4.2% 3.7% 18.5% 11.9% 61.7% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 12.2% 7.0% 11.4% 19.9% 49.5% 100.0%Total Costo del Servicio 9.8% 6.0% 10.3% 15.5% 58.4% 100.0%670. Cargas Financieras 0.0% 11.1% 10.6% 24.1% 54.2% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 6.9% 7.5% 10.4% 18.0% 57.1% 100.0%
48
Empresas Distribuidoras
De la tabla adjunta, se observa que los costos se encuentran
concentrados en Edelnor (30,6%) y Luz del Sur (28,4%). Entre ambas
empresas se concentra el 65,0% de Compra energía y el 50,4% en
Cargas de personal.
Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras
EMPRESAS DISTRIBUIDORASEdelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total
602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.4% 80.2% 0.2% 0.0% 1.0% 100.0%606. Suministros Diversos 40.4% 6.2% 6.0% 7.2% 5.0% 6.3% 100.0%607. Compra de Energía 32.3% 4.6% 0.0% 7.2% 32.7% 4.5% 100.0%62. Cargas de Personal 20.6% 4.0% 6.6% 7.0% 29.9% 4.7% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 25.9% 5.7% 6.7% 11.9% 23.2% 4.4% 100.0%64. Tributos 26.3% 4.6% 5.3% 8.1% 30.7% 4.6% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 20.3% 3.4% 10.6% 10.1% 21.9% 5.7% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 31.2% 3.8% 4.1% 9.2% 21.9% 4.8% 100.0%Total Costo del Servicio 29.7% 4.5% 4.8% 7.7% 28.0% 4.5% 100.0%670. Cargas Financieras 54.3% 0.0% 0.4% 0.0% 40.7% 2.8% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 30.6% 4.4% 4.7% 7.4% 28.4% 4.4% 100.0%
� Por Sistema Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
representan el 97,5% del Costo total del servicio, dado que concentran
el mayor número de empresas del total del sistema. Las empresas
pertenecientes al Sistema Aislado reportan sólo el 2,5% del costo total
del servicio.
Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema
TIPO DE SISTEMA SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 85.5% 14.5% 100.0%606. Suministros Diversos 95.0% 5.0% 100.0%607. Compra de Energía 99.9% 0.1% 100.0%62. Cargas de Personal 95.9% 4.1% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 96.4% 3.6% 100.0%64. Tributos 98.1% 1.9% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 97.6% 2.4% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 98.3% 1.7% 100.0%Total Costo del Servicio 97.3% 2.7% 100.0%670. Cargas Financieras 99.9% 0.1% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 97.5% 2.5% 100.0%
• ANÁLISIS VERTICAL
� Por Tipo de Empresa Podemos observar que el 93,8% constituyen los costos del servicio,
sin incluir cargas financieras. Las empresas generadoras muestran un
porcentaje de 92,6%, las empresas distribuidoras un 96,6% y las
empresas transmisoras un 70,2%.
49
En la estructura de costos de las empresas Generadoras, el 36,2% de
sus costos totales (incluyendo cargas financieras) corresponde a
Compra de energía, el 17,6% pertenece a Provisiones del Ejercicio y
el 17,1% a Combustibles y Lubricantes.
Las empresas transmisoras dirigen el 31,2% a Provisiones del
ejercicio, el 12,1% a Cargas de Personal y el 16,8% a Cargas de
Personal. Las empresas de distribución gastan un 60,6% en la
Compra de energía y 10,0% está dirigido a Provisiones del ejercicio.
Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa
TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total602. Combustibles y Lubricantes 17.1% 0.4% 3.4% 9.6%606. Suministros Diversos 1.3% 1.4% 3.8% 2.6%607. Compra de Energía 36.2% 0.0% 60.6% 47.2%62. Cargas de Personal 4.4% 12.1% 6.4% 5.7%63. Servicios Prestados por Terceros 9.7% 16.8% 9.8% 10.0%64. Tributos 2.9% 2.5% 1.5% 2.2%65. Cargas Diversas de Gestión 3.5% 5.7% 1.0% 2.3%68. Provisiones del ejercicio 17.6% 31.2% 10.0% 14.2%Total Costo del Servicio 92.6% 70.2% 96.6% 93.8%670. Cargas Financieras 7.4% 29.8% 3.4% 6.2%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%
Empresas Generadoras
Las empresas que más destinaron sus costos a Compra de energía,
en el cuarto trimestre 2007, fueron Electro Perú con S/. 703,1 millones
(76,2% de sus costos totales) y Shougesa con S/. 55,7 millones
(65,8% de sus costos totales). A su vez, Edegel registra S/. 234,9
millones (26,1% de sus costos totales), mientras que Egenor compra
energía por S/. 67,4 millones (28,2%). En lo referente a Servicios
Prestados por Terceros, Termoselva destina el 40,9% de sus costos
totales a este rubro, con S/. 57,6 millones, Chavimochic con 27.2%
(S/. 1,3 millones) y Enersur el 24,4%, con S/. 146,4 millones.
Edegel destina el 3,3% de sus costos a Cargas de personal (S/. 29,4
millones), el 22,4% a Provisiones del ejercicio (S/. 201,0 millones) y
50
presenta Cargas Financieras por un valor de S/. 132,1 millones
(14,7%).
Enersur presenta costos en el rubro Servicios de Terceros por S/.
146,4 millones (24,4% de su costo total), gasta en Combustibles y
Lubricantes S/. 269,2 millones (44,8%), tiene Cargas diversas de
gestión por S/. 11,2 millones (1,9%); sus Provisiones del ejercicio
tienen un valor de S/. 77,7 millones (12,9%) y sus Cargas Financieras
un monto de S/. 62,7 millones (10,4%).
Además, podemos mencionar que Electro Perú gasta S/. 16,1 millones
en Servicios prestados por terceros (1,7% de sus costos totales),
posee Cargas de personal por S/. 32,3 millones (3,5%) y tiene
Provisiones por S/. 124,1 millones (13,4%).
Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras
EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor ElectroPerú Enersur Termoselva Total602. Combustibles y Lubricantes 21.0% 26.5% 0.8% 44.8% 0.0% 17.1%606. Suministros Diversos 1.4% 1.9% 0.6% 1.7% 0.0% 1.3%607. Compra de Energía 26.1% 28.2% 76.2% 0.8% 0.0% 36.2%62. Cargas de Personal 3.3% 10.3% 3.5% 0.9% 0.1% 4.4%63. Servicios Prestados por Terceros 6.5% 6.8% 1.7% 24.4% 40.9% 9.7%64. Tributos 3.3% 4.2% 2.9% 2.3% 0.0% 2.9%65. Cargas Diversas de Gestión 1.4% 2.6% 0.9% 1.9% 43.8% 3.5%68. Provisiones del ejercicio 22.4% 19.4% 13.4% 12.9% 15.2% 17.6%Total Costo del Servicio 85.3% 100.0% 100.0% 89.6% 100.0% 92.6%670. Cargas Financieras 14.7% 0.0% 0.0% 10.4% 0.0% 7.4%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%
Empresas Transmisoras
El total de costos de las empresas transmisoras asciende a S/. 266,8
millones (incluyendo cargas financieras). La empresa que presenta el
mayor costo en este grupo es REP, de los cuales Cargas Financieras
presenta el mayor costo con S/. 43,2 millones ( 28,3%), mientras que
las Provisiones del ejercicio tienen un valor de S/. 41,3 millones
(27,1%) y las Cargas de Personal un valor de S/. 25,5 millones
(18,7%).
Transmantaro es la segunda empresa transmisora de energía
eléctrica, con mayores niveles de costos, con S/. 48,1 millones, de los
cuales el 39,9% corresponde a Cargas Financieras y el 34,4% a
51
Provisiones del ejercicio. Por su parte Redesur tiene Costos y Cargas
financieras de S/. 27,8 millones, de los cuales el 34,0% corresponde
a Provisiones del Ejercicio y el 30,4% a Cargas Financieras.
Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras
EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro REP Total602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.7% 0.4%606. Suministros Diversos 0.0% 0.0% 0.4% 0.3% 2.3% 1.4%607. Compra de Energía 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%62. Cargas de Personal 0.0% 2.0% 4.5% 4.3% 18.7% 12.1%63. Servicios Prestados por Terceros 41.0% 19.4% 18.6% 14.2% 14.1% 16.8%64. Tributos 0.2% 2.6% 2.0% 3.2% 2.7% 2.5%65. Cargas Diversas de Gestión 3.5% 2.8% 10.1% 3.7% 6.1% 5.7%68. Provisiones del ejercicio 55.3% 29.3% 34.0% 34.4% 27.1% 31.2%Total Costo del Servicio 100.0% 56.0% 69.6% 60.1% 71.7% 70.2%670. Cargas Financieras 0.0% 44.0% 30.4% 39.9% 28.3% 29.8%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%
Empresas Distribuidoras
Las empresas distribuidoras poseen un pequeño porcentaje de sus
costos en Cargas financieras (3,4%). La partida que concentra la
mayor parte de los costos, es la Compra de energía (60,6%),
especialmente para Sersa y Luz de Sur, que representa para cada una
el 70,1% y 69,6% respectivamente, mientras que para Edelnor e
Hidrandina representan un total de 64,0% y 59,0%,
respectivamente. A su vez, Electro Oriente destina el 58,8% en la
compra de Combustibles y lubricantes.
Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EdelnorElectro Oriente
Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 58.8% 0.1% 0.0% 0.7% 0.0% 3.4%606. Suministros Diversos 5.1% 4.9% 3.7% 0.7% 5.4% 9.9% 3.8%607. Compra de Energía 64.0% 0.0% 59.0% 69.6% 61.5% 70.1% 60.6%62. Cargas de Personal 4.3% 9.0% 6.0% 6.7% 6.8% 4.3% 6.4%63. Servicios Prestados por Terceros 8.3% 14.2% 15.8% 8.0% 9.7% 11.8% 9.8%64. Tributos 1.3% 1.7% 1.6% 1.6% 1.6% 1.3% 1.5%65. Cargas Diversas de Gestión 0.7% 2.3% 1.4% 0.8% 1.3% 1.4% 1.0%68. Provisiones del ejercicio 10.2% 8.8% 12.4% 7.7% 10.8% 1.0% 10.0%Total Costo del Servicio 93.9% 99.7% 100.0% 95.1% 97.8% 99.9% 96.6%670. Cargas Financieras 6.1% 0.3% 0.0% 4.9% 2.2% 0.1% 3.4%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%
52
� Por Sistema Podemos observar que a nivel total, la Compra de energía representa
la mayor parte de los costos de las empresas del Sector energía,
S/. 3 603,4 millones, es decir 47,2% del costo del servicio y cargas
financieras.
El 14,2% (S/. 1 084,3 millones) va destinado a Provisiones del
ejercicio y el 10,0% (S/. 762,5 millones) a Servicios prestados por
terceros. A su vez, las Cargas financieras ascienden a S/. 473,2
millones, que representa el 6,2%.
En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la Compra de
energía realizada fue de S/. 3 599,4 millones (48,4% del total de sus
costos incluido cargas financieras), las Provisiones del ejercicio
alcanzan S/. 1 066,4 millones (14,3%). Los Servicios prestados por
terceros y combustibles y lubricantes ascienden a S/. 735,0 millones
(9,9%) y S/. 626,4 millones (8,4% respectivamente).
El total de costos de los Sistemas Aislados ascienden a S/. 191,0
millones, de los cuales se destina S/. 105,9 millones (55,4%) a
Compra de Combustibles y lubricantes, S/. 27,5 millones a Servicios
Prestados por Terceros (14,4%), S/. 18,2 millones a Provisiones del
Ejercicio (9,5%), S/. 17,6 millones (9,2%) a Cargas del Personal, y S/.
9,8 millones a Suministros Diversos (5,1%).
53
Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema
Análisis Vertical por Sistemas SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 8.4% 55.4% 9.6%606. Suministros Diversos 2.5% 5.1% 2.6%607. Compra de Energía 48.4% 2.1% 47.2%62. Cargas de Personal 5.6% 9.2% 5.7%63. Servicios Prestados por Terceros 9.9% 14.4% 10.0%64. Tributos 2.2% 1.7% 2.2%65. Cargas Diversas de Gestión 2.3% 2.3% 2.3%68. Provisiones del ejercicio 14.3% 9.5% 14.2%Total Costo del Servicio 93.6% 99.7% 93.8%670. Cargas Financieras 6.4% 0.3% 6.2%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0%
2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO
� Por Tipo de Empresa
Las empresas de electricidad poseen en total un Activo fijo neto de S/. 20
194,3 millones, de los cuales el 52,0% pertenece a Maquinarias y Equipos y
el 38,9% a Inmuebles; la Depreciación acumulada de las empresas de
energía eléctrica alcanza los S/. 12 616,3 millones que representa 37,5% del
Activo Fijo Bruto.
Las empresas generadoras poseen un total de Activos fijos netos de
S/. 12 478,6 millones, de los cuales el 59,1% pertenece a Inmuebles y el
35,7% a Maquinarias y equipos; la Depreciación acumulada de las empresas
generadoras alcanza los S/. 7 903,3 millones que representa el 38,8% del
Activo fijo bruto.
Las empresas transmisoras poseen un total de Activos fijos netos de S/.
908,6 millones, de los cuales el 48,4% pertenece a Maquinarias y equipos y
el 39,8% a Otras activos, la Depreciación acumulada de las empresas
transmisoras alcanza los S/. 292,1 millones que representa el 24,3% del
Activo fijo bruto.
Las empresas distribuidoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 6
807,0 millones, de los cuales el 82,2% corresponde a Maquinarias y equipos
54
y el 7,2% a Inmuebles, su Depreciación acumulada alcanza los S/. 4 419,8
millones que representa 39,4% del Activo fijo bruto.
Se puede decir que las empresas de generación poseen el 93,9% del total de
inmuebles del sector eléctrico, mientras que por el lado de maquinarias y
equipos el 42,5% pertenecen a las empresas generadoras y el 53,3% a las
distribuidoras.
� Por Sistema El Sistema Interconectado Nacional, cuenta con un total de Activos
fijos netos de S/. 19 826,7 millones, de los cuales el 51,8% son de
Maquinarias y equipos y el 39,2% de Inmuebles, su Depreciación
acumulada alcanza los S/. 12 520,1 millones y corresponden el
38,7% del Activo fijo bruto.
Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema
SISTEMAS SEIN SA TotalActivo Fijo BrutoInmuebles 34.2% 26.0% 34.1%Maquinarias y Equipos 58.4% 60.8% 58.4%Total 100.0% 100.0% 100.0%Depreciación AcumuladaInmuebles 26.3% 32.5% 26.4%Maquinarias y Equipos 68.9% 61.5% 68.8%Total 100.0% 100.0% 100.0%Activo Fijo NetoInmuebles 39.2% 24.4% 38.9%Maquinarias y Equipos 51.8% 60.6% 52.0%Total 100.0% 100.0% 100.0%
El Sistema Aislado posee un total de Activos fijos netos de S/. 367,6 millones,
de los cuales el 60,6% corresponde a Maquinarias y equipo y el 24,4% a
Inmuebles, la Depreciación acumulada de los Sistemas Aislados alcanza los
S/. 95,1 millones que representan el 20,6% del Activo fijo bruto.
55
Tabla 15 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo
TOTAL
ACTIVO FIJOCentrales Térmicas
Centrales Hidraulicas
Comerc. Admin. TotalSubestacio
nesLineas Muy alta Tension
Lineas Alta tension
Admin. TotalRedes Media
TensionRedes Baja Tension
Comerc. Admin. TotalTotal
Acumulado
ACTIVO FIJO BRUTO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Terrenos 57 925 46 287 97 4 744 109 052 29 948 73 100 804 459 131 284 46 035 2 734 31 264 44 939 124 971 365 307 Inmuebles 1 149 796 9 475 373 2 713 47 410 10 675 293 74 358 52 3 641 37 838 115 889 146 263 25 057 96 572 124 605 392 498 11 183 679 Maquinarias y Equipos 4 142 105 5 168 151 721 3 653 9 314 630 944 974 613 445 326 803 9 1 885 231 2 941 676 4 455 611 527 116 51 751 7 976 154 19 176 015 Muebles 7 795 6 496 2 021 27 818 44 130 9 777 2 645 258 1 197 13 878 13 445 12 449 27 496 25 802 79 192 137 200 Unidades de Transporte 12 136 38 807 139 17 063 68 144 9 729 0 568 275 10 571 20 197 10 996 15 336 17 133 63 662 142 378 Equipos Diversos 303 443 87 738 8 028 67 302 466 511 29 548 1 995 187 2 816 34 545 31 782 18 415 21 649 30 331 102 177 603 233 Otros 186 137 106 151 249 25 894 318 432 166 778 7 322 328 681 0 502 781 189 437 126 849 11 554 52 660 380 499 1 201 712 Total 5 859 339 14 929 003 13 968 193 883 20 996 192 1 265 111 625 532 760 942 42 594 2 694 179 3 388 834 4 652 113 730 986 347 221 9 119 154 32 809 525DEPRECIACION ACUMULADA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Inmuebles 211 541 2 929 949 1 933 10 345 3 153 767 24 913 4 17 745 32 800 75 462 29 754 7 871 23 810 38 489 99 923 3 329 153 Maquinarias y Equipos 1 803 916 2 898 114 340 1 416 4 703 786 372 328 227 942 97 520 7 697 797 1 297 553 1 700 339 245 888 36 800 3 280 580 8 682 163 Muebles 5 630 4 859 1 875 22 620 34 983 5 269 1 919 169 725 8 082 10 581 9 596 21 487 18 217 59 880 102 946 Unidades de Transporte 7 843 31 097 338 14 055 53 333 8 088 0 559 179 8 826 14 077 7 438 12 189 13 859 47 563 109 722 Equipos Diversos 96 996 53 238 4 005 47 690 201 930 9 653 1 018 173 1 275 12 119 15 744 9 848 13 531 17 581 56 703 270 752 Otros 2 530 1 397 0 2 3 929 36 268 0 79 382 0 115 651 376 179 0 384 939 120 519 Total 2 128 456 5 918 654 8 490 96 127 8 151 728 456 518 230 883 195 550 34 986 917 938 1 368 084 1 735 271 316 904 125 330 3 545 589 12 615 255ACTIVO FIJO NETO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Terrenos 57 925 46 287 97 4 744 109 052 29 948 73 100 804 459 131 284 46 035 2 734 31 264 44 939 124 971 365 307 Inmuebles 938 255 6 545 424 781 37 065 7 521 525 49 445 48 - 14 105 5 038 40 427 116 510 17 186 72 762 86 116 292 575 7 854 527 Maquinarias y Equipos 2 338 189 2 270 037 381 2 237 4 610 844 572 646 385 503 229 282 3 1 187 434 1 644 123 2 755 272 281 227 14 952 4 695 574 10 493 853 Muebles 2 166 1 637 146 5 198 9 147 4 508 726 89 473 5 795 2 864 2 853 6 010 7 585 19 312 34 254 Unidades de Transporte 4 293 7 709 - 199 3 008 14 811 1 641 0 8 96 1 745 6 120 3 558 3 147 3 273 16 099 32 655 Equipos Diversos 206 447 34 500 4 023 19 612 264 582 19 895 976 14 1 540 22 426 16 038 8 568 8 118 12 749 45 473 332 481 Otros 183 607 104 754 249 25 892 314 503 130 509 7 322 249 299 0 387 130 189 061 126 670 11 554 52 275 379 560 1 081 193 Total 3 730 882 9 010 349 5 477 97 755 12 844 464 808 593 394 649 565 392 7 608 1 776 241 2 020 751 2 916 841 414 082 221 890 5 573 564 20 194 269
DISTRIBUCIONTRANSMISIONGENERACION
56
2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO
2.6.1. CÁLCULO DEL ROA4
� Por Tipo de Empresa La Utilidad Operativa Total es de S/. 2 327,4 millones, de los cuales
las empresas generadoras tuvieron una Utilidad Operativa de S/. 1
379,8 millones (59,3% del Total Utilidades); mientras que las
empresas distribuidoras obtuvieron una Utilidad de S/. 744,4 millones
(32,0% del Total Utilidades) y la Utilidad para las empresas
transmisoras fue de S/. 203,2 millones, 8,7% de la Total.
� Por Sistema La Utilidad Operativa producida por el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional fue de S/. 2 321,7 millones, 99,8% de la
Utilidad Total. El Sistema Aislado tuvo una Utilidad operativa neta de
S/. 5,7 millón que representa el 0,2% de la Utilidad Total.
4 ROA = Utilidad Operativa / Nivel de Activos
57
• El sector eléctrico presenta un ROA promedio de 8,87% para el
cuarto trimestre del 2007.
• Para el caso de las empresas de Generación el nivel de activos
al inicio del periodo de análisis es de S/. 15 866,9 millones que
comparado con su Utilidad Operativa genera un retorno sobre
sus activos, ROA de 8,70%.
• Para el caso las empresas Transmisoras, el nivel de activos al
inicio del periodo de análisis es de S/. 2 209,6 millones que
comparado con su Utilidad Operativa genera un retorno sobre
sus activos, ROA del 9,20%.
• Para el caso las
Distribuidoras, el
nivel de activos
al inicio del
periodo de
análisis es de
S/. 8 155,8
millones que
comparado con
su Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA
del 9,13%.
• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el
nivel de activos al inicio del periodo de análisis es de S/. 25
774,6 millones que comparado con su Utilidad Operativa
genera un retorno sobre sus activos, ROA del 9,01%.
• Para el caso del Sistema Aislado el nivel de activos al inicio del
periodo de análisis es de S/. 457,6 millones que comparado con
su Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA
del 1,24 %.
Utilidad Antes de Impuestos
653.1
143.5
1,362.5
-
200.0
400.0
600.0
800.0
1,000.0
1,200.0
1,400.0
1,600.0
Generadoras Transmisoras Distribuidoras
Millones de nuevos soles
58
2.6.2. CÁLCULO DEL ROE5
� Por Tipo de Empresa La Utilidad antes de Impuestos Total es de S/. 2 159,0 millones, de los
cuales las empresas generadoras tuvieron una Utilidad antes de
Impuestos de S/. 1 362,5 millones (63,1% del Total Utilidades);
mientras que las empresas distribuidoras obtuvieron una Utilidad
Financiera antes de Impuestos de S/. 653,1 millones (30,2% del Total
de las Utilidades). Para el caso de las empresas transmisoras la
Utilidad Financiera antes de Impuestos fue de S/. 143,5 millones, 6,6%
del Total de la Utilidad Financiera antes de Impuestos.
• El sector eléctrico para el cuarto trimestre del 2007 presenta en
promedio una Rentabilidad sobre el Patrimonio (ROE) de
14,41%.
• Para las empresas Generadoras el Patrimonio Neto del periodo
de análisis es de S/. 9 050,9 millones que comparado con su
Utilidad antes de Impuestos genera un retorno para los
accionistas, ROE del 15,05%.
• Para el caso de las empresas Transmisoras el Patrimonio Neto
al inicio del periodo de análisis es de S/. 1 034,5 millones que
comparado con su Utilidad antes de Impuestos genera un
retorno para los accionistas, ROE del 13,87%.
• Para las empresas Distribuidoras, el Patrimonio Neto al inicio
del periodo de análisis es de S/. 4 902,3 millones que
comparado con su Utilidad antes de Impuestos genera un
retorno para los accionistas, ROE del 13,32%.
• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el
Patrimonio Neto al inicio del periodo de análisis es de S/. 14
560,8 millones que comparado con su Utilidad antes de
5 ROE = Utilidad Financiera t antes de Impuestos/ Patrimonio Neto
59
Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE de
14,79%.
• Para el caso del Sistema Aislado el Patrimonio Neto al inicio del
periodo de análisis es de S/. 427,0 millones que comparado con
su Utilidad antes de Impuestos genera un retorno para los
accionistas, ROE del 1,42%.
60
2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA
EMPRESAS GENERADORAS
Rentabilidad
En lo que respecta a la Rentabilidad Económica (ROA), para el cuarto
trimestre del 2007 se encuentra en 8,70%. Para el cálculo de este
indicador se ha considerado como numerador la Utilidad Operativa y
como denominador los Activos totales registrados al inicio del periodo
de análisis. Los ROA más altos los encontramos en Eepsa (35,91%),
Enersur (18,67%) y Egenor (14,58%).
La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó
15,05% para este periodo de análisis. Para
el cálculo de este indicador se ha
considerado como numerador la Utilidad
antes de impuestos y como denominador el
Patrimonio neto registrado del periodo de
análisis. Los mejores niveles de ROE los
encontramos en Eepsa con 80,38%,
Enersur con 36,53%, Egenor con 29,31% y
Shougesa con 19,32%.
La GIR sobre el Activo fijo se ubica a diciembre 2007 en 15,99%,
dando los mayores valores en Eepsa con 78,36%, Enersur con
33,93% y Shougesa con 31,60%.
EMPRESAS TRANSMISORAS
Rentabilidad
La Rentabilidad económica (ROA) de las empresas transmisoras en
este periodo es 9,20%. Por empresas Isa-Perú obtuvo 11,30%,
EMPRESAROA Anual S/.
(YTY)ROE Anual S/. (YTY)
Cahua 9.60% 16.25%Chavimochic 1.64% -3.06%Edegel 6.02% 12.27%Eepsa 35.91% 80.38%Egasa 4.51% 7.20%Egemsa 4.86% 4.87%Egenor 14.58% 29.31%Egepsa 0.73% 4.09%Egesur 0.43% 0.84%Electro Andes 8.28% 12.33%Electroperú 7.40% 12.59%Enersur 18.67% 36.53%San Gabán 5.24% 6.02%Shougesa 13.46% 19.32%Sinersa 8.13% 12.88%Termoselva -8.04% -17.04%
Total Generadoras
8.70% 15.05%
61
Transmantaro alcanzó 12,24%, Redesur 8,40%, Eteselva 2,18% y Rep
9,34%.
La Rentabilidad financiera (ROE)
alcanzó 13,87% en diciembre 2007,
alcanzando la empresa
Transmantaro 28,45%, Isa-Perú
15,13%, Eteselva con 2,68%, Rep
con 14,24% y Redesur 14,92%. Con
respecto a la GIR sobre activo fijo se obtiene un valor de 31,53%,
siendo el valor más bajo Transmantaro con 7,14%.
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Rentabilidad
La Rentabilidad Económica (ROA) de
las empresas distribuidoras para este
periodo de análisis alcanzó 9,13%.
Siendo las empresas de mayor
rentabilidad Sersa con 33,96%, Luz del
Sur con 15,89% y Edelnor con 10,48%.
La Rentabilidad Financiera (ROE)
alcanzó 13,32% para el cuarto trimestre
del 2007, siendo las empresas con
menor rentabilidad financiera Electro
Sur Medio con -6,76%, Electro Ucayali con -3,39% y EdeCañete con
1,51%.
2.6.4. Criterios y Metodología para el cálculo de la TIR.
EMPRESAROA Anual S/.
(YTY)ROE Anual S/. (YTY)
Eteselva 2.18% 2.68%Isa-Perú 11.30% 15.13%Redesur 8.40% 12.89%Transmantaro 12.24% 28.45%Rep 9.34% 14.24%
Total Transmisoras
9.20% 13.87%
EMPRESAROA Anual S/.
(YTY)ROE Anual S/. (YTY)
Coelvisa 1.71% 3.22%Edecañete 0.99% 1.51%Edelnor 10.48% 21.28%Electro Centro 7.84% 10.33%Electro Noroeste 7.56% 9.51%Electro Norte 9.73% 11.84%Electro Oriente 1.09% 1.76%Electro Puno 2.93% 3.18%Electrosur 6.04% 6.53%Electro Sur Este 3.31% 3.78%Electro Sur Medio 2.80% -6.76%Electro Ucayali -4.05% -3.39%Emseusa 5.43% 5.70%Hidrandina 4.99% 7.76%Luz del Sur 15.89% 32.54%Seal 5.69% 8.53%Sersa 33.96% 41.37%
Total Distribuidoras 9.13% 13.32%
62
La Tasa Interna de Retorno o TIR es un indicador que tiene como
finalidad estimar la verdadera rentabilidad de una inversión dentro de
un contexto de tarifas reguladas y de inversiones eficientes.
La TIR es un indicador de largo plazo. En consecuencia, es lógico
utilizar un periodo de doce meses para su estimación. Utilizar periodos
menores conduciría a hacer una estimación de largo plazo en base a
un resultado coyuntural.
Para la estimación de la TIR es necesario estimar previamente tres
variables:
El Valor Nuevo de Reemplazo o VNR
La Generación Interna de Recursos o GIR
El Horizonte Temporal o “n”
A continuación se propondrá el método para la estimación de la TIR.
2.6.5. TIR base VNR
Una mejor aproximación al mercado de una inversión es el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), que representa la inversión en condiciones eficientes que se debe realizar para la puesta en marcha de un negocio similar.
2.6.6. Estimación del VNR
El VNR es un concepto que se aproxima al activo fijo que figura en el
balance de una empresa. La diferencia entre el VNR y el activo fijo se
produce cuando se incluyen dentro de esta cuenta del balance activos
que no son absolutamente necesarios para la operación misma de la
empresa.
63
La información del VNR es establecida y proporcionada por el
OSINERGMIN para las empresas eléctricas de Distribución y de
Transmisión. En el caso de las empresas de Generación el VNR lo
proporciona cada empresa.
Para la estimación del VNR se utilizará los montos registrados al 31 de
diciembre del 2006 en el estudio anterior convirtiendo a dólares de
Estados Unidos de América según el tipo de cambio al cuarto trimestre
del 2006.
Generadoras
Los principales activos de una empresa generadora son sus centrales
de generación. Para estimar el monto de la inversión necesaria se ha
asumido un costo de US$ 1,200 por KW para las centrales hidráulicas
y de US$ 450 KW para las centrales térmicas.
De este modo para una empresa con una central hidráulica de 100
MW se estima un VNR de US$ 100 millones. El VNR estimado puede
variar periodo a periodo en la medida que así lo haga la potencia
instalada de sus centrales.
Por otro lado, la información correspondiente a la potencia instalada
por central y tecnología de las empresas generadoras es recopilada
de la publicación del COES-SINAC.
Transmisoras
Para el caso de las empresas de transmisión el VNR se encuentra
publicado en resoluciones del OSINERGMIN-GART. En el caso de
algunas empresas de transmisión el VNR es fijo para toda la vida útil
del proyecto y se actualiza mediante algún factor como índice PPI
(Finished Goods Less Food and Energy).
64
Distribuidoras
En el caso de las empresas de distribución, el VNR es fijado cada
cuatro años mediante Resolución del OSINERG. En 1997 el VNR de
las empresas distribuidoras fue establecido en la Resolución 014-97 y
en el 2001 mediante la Resolución 1909-2001. En el año 2005 se
emitió la Resolución OSINERG N° 369-2005-OS/CD en la que se fijó
el VNR de las instalaciones eléctricas al 30 de junio del 2004.
2.6.7. Estimación de la GIR
Habiendo sido fijado el VNR falta estimar la GIR. Para ello se toma
como base la utilidad económica del estado de resultados y se le
adicionan las provisiones del ejercicio.
Las provisiones son extraídas del estado de resultados. Conviene
recalcar que las provisiones son cuentas que se consideran como
gasto en el estado de resultados pero que no implican salidas
efectivas de dinero.
Fórmula 1
sProvisioneEconómicaUtilidadGIR +=
De este modo se obtiene la GIR6. Falta ahora determinar el factor “n”.
2.6.8. Estimación de “n”
Para la estimación del “n” se utilizan diferentes procedimientos
dependiendo de si las empresas son generadoras, transmisoras o
distribuidoras.
6 Utilidad económica + provisiones de los últimos cuatro trimestres.
65
En el caso de las empresas de generación se ha asignado una vida
útil de 50 años a las centrales hidráulicas y de 20 a las centrales
térmicas. Luego se efectúa una ponderación en base a la potencia
instalada de las centrales de una empresa para estimar la vida útil
promedio de sus activos “n”. Para ello se aplica la siguiente formula:
Fórmula 2
( ) ( )( )Pot.T.H. Pot.
20T. Pot.50H. Pot.n
+
×+×=
Donde:
Pot. H. = Potencia de las centrales hidráulicas.
Pot. T. = Potencia de las centrales térmicas.
En el caso de las empresas de transmisión y distribución se ha
asignado una vida útil de 30 y 25 años respectivamente.
2.6.9. Estimación de la TIR base VNR
Para la estimación de la TIR base VNR se utiliza la función TASA del
programa Microsoft Excel© considerando que en la celda Va se
ingresará el VNR de la empresa y la celda Vf se dejará en blanco.
2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico
El resultado de la TIR base VNR, para las empresas generadoras
alcanza en promedio, el valor de 13,0%. Mientras que el mismo
indicador para las transmisoras es 16,6% y de 15,6% para las
distribuidoras.
66
Tabla 16 TIR base VNR Sector Eléctrico.
Empresas VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.Empresas VNR (S/. Miles)
TIR base VNR S/.
Empresas VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.
Edegel1 4,436,249 10.9% Transmantaro 639,438 10.6% Luz del Sur 2,283,802 17.6%Electroperu 4,235,758 8.7% REP 425,686 34.3% Edelnor 2,149,772 17.2%Egenor 1,737,463 14.7% Redesur 248,153 10.8% Hidrandina 495,987 14.5%Enersur 1,150,743 34.2% ISA 200,446 12.3% Electro Centro 404,747 14.3%Egasa 1,059,571 6.8% Eteselva 168,817 8.4% Seal 290,324 11.7%Electroandes 837,828 12.5% Electro Sur Este 273,520 11.9%San Gaban 493,970 7.7% Electro Nor Oeste 249,837 14.6%Egemsa 414,893 9.8% Electro Oriente 225,740 7.5%Shougesa 224,107 6.0% Electro Norte 200,373 17.0%Eepsa 212,194 53.8% Electro Sur Medio 194,297 9.1%Cahua
2 205,051 24.9% Electro Puno 162,640 7.8%Sinersa 115,093 9.7% Electro Sur 107,033 14.4%Chavimochic 32,259 7.4% Edecañete 40,634 11.1%Egesur 1,737,463 14.7% Coelvisa 13,092 7.2%
Sersa 2,822 5.7%TOTAL 16,892,640 13.0% TOTAL 1,682,539 16.6% TOTAL 7,094,617 15.6%
1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004
DISTRIBUIDORASGENERADORAS TRANSMISORAS
Respecto a las empresas generadoras, se observa que la más
representativa, Edegel, alcanza una TIR de 10,9%; mientras Electro
Perú alcanza una TIR de 8,7%.
Las empresas generadoras que muestran mayor TIR base VNR son:
Eepsa con el máximo indicador de 53,8%; Enersur con 34,2%; Cahua
con 24,9%; y Egenor con una TIR de 14,7%.
En cuanto a las empresas transmisoras, ISA obtuvo una TIR base
VNR de 12,3%, mientras que Transmantaro, la segunda empresa más
grande de las Transmisoras, obtuvo una TIR de 10,6%. El indicador
para las transmisoras es ciertamente alentador, teniendo en cuenta
que bajo este método, las transmisoras son las que mayor rentabilidad
obtienen (16,6%) dentro de las empresas que operan en le sector.
En promedio, las empresas distribuidoras alcanzaron una TIR base
VNR de 15,6%.
Los resultados de Luz del Sur con una TIR base VNR de 17,6%,
segunda más grande del conjunto de las distribuidoras y Edelnor con
17,2%, primera en nivel de activos dentro de este grupo, son una
67
muestra de la buena performance de las distribuidoras durante los
últimos doce meses.
Tabla 17 TIR base VNR por tipo de empresa
Tipo de Empresa
VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.
Generadoras 16.892.640 13,0%Transmisoras 1.682.539 16,6%Distribuidoras 7.094.617 15,6%TOTAL 25.669.796 14,0%
El resultado de la TIR base VNR consolidado para las empresas del
Sector Eléctrico es 14,0%. Eso quiere decir que, dado los resultados
operativos de los doce últimos meses y sus niveles de inversión, las
empresas del sector obtendrían en promedio, a lo largo de la vida útil
de sus activos, una rentabilidad del 14,0%.
2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas
Existe notable diferencia entre los resultados obtenidos por las
empresas que operan bajo administración privada y las que lo hacen
bajo una administración pública. Las primeras, obtienen mejores (o
iguales) resultados que las segundas, para los tres tipos de empresas.
Tabla 18 TIR base VNR de Empresas Privadas
Empresas VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.Empresas VNR (S/. Miles)
TIR base VNR S/.
Empresas VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.
Edegel1 4,436,249 10.9% Transmantaro 639,438 10.6% Luz del Sur 2,283,802 17.6%Egenor 1,737,463 14.7% REP 425,686 34.3% Edelnor 2,149,772 17.2%Enersur 1,150,743 34.2% Redesur 248,153 10.8% Electro Sur Medio 194,297 9.1%Electroandes 837,828 12.5% ISA 200,446 12.3% Edecañete 40,634 11.1%Cahua2 205,051 24.9% Eteselva 168,817 8.4% Coelvisa 13,092 7.2%Eepsa 212,194 53.8% Sersa 2,822 5.7%Sinersa 115,093 9.7%Shougesa 224,107 6.0%TOTAL 8,918,727 16.0% TOTAL 1,682,539 16.6% TOTAL 4,684,419 17.0%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004
GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS
El promedio de la TIR base VNR de las generadoras privadas es de
16,0%. En este grupo destacan Eepsa del grupo Endesa con el
68
máximo indicador de 53,8%; Enersur con 34,2%; Cahua con 24,9%;
mientras que Electroandes presenta una rentabilidad de 12,5%.
La empresa que mostró un menor rendimiento fue Shougesa con 6,0%
de TIR base VNR, seguida por Sinersa con 9,7%.
La TIR base VNR de las transmisoras es de 16,6%. Las empresas
REP e ISA muestran las TIR más altas del sector con 34,3% y 12,3%
respectivamente. Todas las empresas transmisoras son privadas.
En cuanto al resultado de la TIR base VNR de las distribuidoras de
administración privada, se aprecia una diferencia de 1,4 puntos
porcentuales, por encima de la TIR base VNR del total de
distribuidoras. Ello hace suponer que las distribuidoras privadas,
operan de manera más eficiente que las empresas estatales.
Edelnor y Luz de Sur, las que mayor nivel de activos poseen,
obtuvieron 17,2% y 17,6% de TIR base VNR, respectivamente. Sersa
presenta una TIR base VNR de 5,7% mientras que Coelvisac obtuvo
una TIR base VNR de 7,2%, niveles de rentabilidad muy bajos
considerando el promedio de este grupo (17,0%).
Tabla 19 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas)
Tipo de Empresa
VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.
Generadoras 8.918.727 16,0%Transmisoras 1.682.539 16,6%Distribuidoras 4.684.419 17,0%TOTAL 15.285.685 16,4%
El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas privadas
del Sector Eléctrico es 16,4%. Eso quiere decir que, dado los
resultados operativos de las empresas a diciembre de 2007 y sus
69
niveles de inversión, VNR Estimados (basados en su potencia
instalada en el caso de las generadoras), las empresas del sector
obtendrían en promedio, a lo largo de la vida útil de sus activos, una
rentabilidad del 16,4%.
2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales
De los resultados obtenidos en y del análisis realizado para las
empresas estatales se puede apreciar que éstas se encuentran por
debajo de aquellas que se encuentran bajo la administración privada
como se muestra en la siguiente tabla.
Tabla 20 TIR base VNR de Empresas Estatales
Empresas VNR (S/. Miles)TIR base VNR
S/.Empresas VNR (S/. Miles)
TIR base VNR S/.
Electroperu 4.235.758 8,7% Hidrandina 495.987 14,5%Egasa 1.059.571 6,8% Electro Centro 404.747 14,3%Egemsa 414.893 9,8% Seal 290.324 11,7%San Gaban 493.970 7,7% Electro Sur Este 273.520 11,9%Chavimochic 32.259 7,4% Electro Nor Oeste 249.837 14,6%Egesur 1.737.463 14,7% Electro Oriente 225.740 7,5%
Electro Norte 200.373 17,0%Electro Puno 162.640 7,8%Electro Sur 107.033 14,4%
TOTAL 7.973.912 9,7% TOTAL 2.410.199 12,9%No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES
El promedio de la TIR base VNR de las empresas generadoras
estatales resulta en 9,7%; destacando el indicador obtenido por
Electro Perú (8,7%). En las empresas de distribución destaca Electro
Norte con 17,0%.
2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico
En la estimación del GIR / VNR para el sector eléctrico se observa que
se obtuvieron resultados diferentes a las TIR base VNR.
Las empresas generadoras obtuvieron un GIR / VNR de 11,8%
destacando la empresa Eepsa con 53,8% y Enersur con 34,2%.
70
Las empresas transmisoras son las que obtuvieron el mayor valor del
ratio: 17,0%, siendo Eteselva la de menor valor con 9,2%. Por el
contrario la empresa REP muestra un ratio de 34,3%.
Las empresas distribuidoras muestran en promedio un ratio GIR / VNR
de 16,1%; destacando Edelnor y Luz del Sur con 17,5% y 17,9%
respectivamente.
Se muestra el resumen de las empresas con sus respectivos ratios.
Tabla 21 GIR / VNR de Empresas Eléctricas
Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.
Edegel1 4,436,249 11.1% Transmantaro 639,438 11.2% Luz del Sur 2,283,802 17.9%Electroperú 4,235,758 9.0% REP 425,686 34.3% Edelnor 2,149,772 17.5%Egenor 1,737,463 14.9% Redesur 248,153 11.3% Hidrandina 495,987 15.0%Enersur 1,150,743 34.2% Isa-Perú 200,446 12.7% Electrocentro 404,747 14.8%Egasa 1,059,571 7.7% Eteselva 168,817 9.2% Seal 290,324 12.5%Electroandes 837,828 12.6% Electro Sur Este 273,520 12.7%San Gabán 493,970 8.3% Electronoroeste 249,837 15.1%Egemsa 414,893 10.1% Electro Oriente 225,740 9.0%Shougesa 224,107 7.8% Electronorte 200,373 17.3%Eepsa 212,194 53.8% Electro Sur Medio 194,297 10.3%Cahua
2 205,051 24.9% Electro Puno 162,640 9.2%Sinersa 115,093 9.9% Electrosur 107,033 15.0%Chavimochic 32,259 7.9% Edecañete 40,634 12.0%Egesur 1,737,463 0.4% Coelvisa 13,092 8.7%
Sersa 2,822 7.6%TOTAL 16,892,640 11.8% TOTAL 1,682,539 17.0% TOTAL 7,094,617 16.1%
1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004
GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS
El resultado consolidado de las empresas del sector es de 13,4%.
Tabla 22 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector
Tipo de Empresa
VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.
Generadoras 16.892.640 11,8%
Transmisoras 1.682.539 17,0%Distribuidoras 7.094.617 16,1%
TOTAL 25.669.796 13,4%
71
2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas
Distinguiendo a las empresas por su tipo de administración, privada,
se tiene que las empresas generadoras obtienen un promedio de GIR
/ VNR de 16,2%.
Las empresas privadas transmisoras obtienen un promedio de 17,0%
y las distribuidoras de 17,4%.
Tabla 23 GIR / VNR de Empresas Privadas
Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.
Edegel1 4,436,249 11.1% Transmantaro 639,438 11.2% Luz del Sur 2,283,802 17.9%Egenor 1,737,463 14.9% REP 425,686 34.3% Edelnor 2,149,772 17.5%Enersur 1,150,743 34.2% Redesur 248,153 11.3% Electro Sur Medio 194,297 10.3%Electroandes 837,828 12.6% Isa-Perú 200,446 12.7% Edecañete 40,634 12.0%Cahua2 205,051 24.9% Eteselva 168,817 9.2% Coelvisa 13,092 8.7%Eepsa 212,194 53.8% Sersa 2,822 7.6%Sinersa 115,093 9.9%Shougesa 224,107 7.8%TOTAL 8,918,727 16.2% TOTAL 1,682,539 17.0% TOTAL 4,684,419 17.4%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004
GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS
Las empresas privadas tienen un promedio de GIR / VNR de 16,6%.
Tabla 24 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada
Tipo de Empresa
VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.
Generadoras 8.918.727 16,2%Transmisoras 1.682.539 17,0%Distribuidoras 4.684.419 17,4%TOTAL 15.285.685 16,6%
2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales
Para el caso de las empresas generadoras estatales, éstas obtuvieron
un GIR / VNR promedio de 7,0%. Las empresas distribuidoras
mostraron un promedio de 13,7%.
Las empresas estatales tienen un promedio de GIR / VNR de 8,5%.
72
Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal
Tipo de Empresa
VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.
Generadoras 7.973.912 7,0%
Distribuidoras 2.410.199 13,7%
TOTAL 10.384.111 8,5%
Tabla 26 GIR / VNR de Empresas Estatales
Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.
Electroperú 4.235.758 9,0% Hidrandina 495.987 15,0%Egasa 1.059.571 7,7% Electrocentro 404.747 14,8%Egemsa 414.893 10,1% Seal 290.324 12,5%San Gabán 493.970 8,3% Electro Sur Este 273.520 12,7%Chavimochic 32.259 7,9% Electronoroeste 249.837 15,1%Egesur 1.737.463 0,4% Electro Oriente 225.740 9,0%
Electronorte 200.373 17,3%Electro Puno 162.640 9,2%Electrosur 107.033 15,0%
TOTAL 7.973.912 7,0% TOTAL 2.410.199 13,7%No considera empresas que presentan valores negativos de GIR
GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES
2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS
2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL
En la proyección del Balance General, se aplicaron diferentes métodos
de acuerdo al tipo de empresas analizadas, por ejemplo, en las
empresas generadoras se proyectó el activo corriente por regresión
con R2 de 60,2% e intervalo de confianza de +- S/.279,8 millones.
Para los activos fijos, se utilizó la tasa de crecimiento de 3,3% como
valor máximo y de -2,8% como valor mínimo, correspondiente a los
crecimientos presentados en el año 2004 y 1996, respectivamente. En
la proyección del pasivo y del pasivo corriente se ha utilizado la
metodología de regresiones. A nivel de pasivo, se usó un R2 de
79,2%.
73
Las empresas distribuidoras tuvieron un comportamiento más estable,
por lo que el uso de tasas de crecimiento fue casi suficiente para
determinar la proyección de sus resultados. Para el activo corriente se
utilizó tasas de crecimiento de 4,6% y 9,50% para obtener los valores
mínimos y máximos respectivamente.
A nivel total sistema se hizo el agregado de cada uno de los tipos de
empresas (generadoras, transmisoras y distribuidoras), obteniéndose
así la proyección en términos generales. De los resultados obtenidos
se puede observar que el total de Activos a diciembre de 2008
alcanzaría un valor máximo de S/. 27 473,4 millones y un valor mínimo
de S/. 27 205,1 millones, habiéndose obtenido a diciembre de 2007 S/.
26 212,8 millones. El Patrimonio neto fluctuaría entre S/. 15 730,2
millones y S/. 15 844,4 millones, habiéndose obtenido a diciembre de
2007 S/.14 903,7 millones.
Tabla 27 Balance General 1995 – 2007 (S/. miles)
Año 1.995 1.996 1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07GENERACION
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 955.825 1.254.765 1.411.490 1.839.739 1.981.726 1.723.522 1.646.192 2.109.747 1.794.017 1.947.040 1.971.446 2.171.980 2.068.369 ACTIVO NO CORRIENTE 9.709.038 10.657.366 12.442.158 13.401.817 15.439.207 13.968.656 13.331.590 13.634.610 13.417.993 13.829.747 13.757.548 13.746.639 13.720.417 Activo fijo 8.032.118 8.256.756 9.182.863 9.686.245 12.538.081 13.119.756 12.626.630 12.584.569 12.472.252 12.887.019 12.717.726 12.551.952 12.478.641 Otros activos no corrientes 1.676.920 2.400.610 3.259.295 3.715.572 2.901.126 848.901 704.960 1.050.041 945.741 942.728 1.039.822 1.194.687 1.241.776 TOTAL ACTIVO 10.664.863 11.912.131 13.853.648 15.241.555 17.420.932 15.692.178 14.977.782 15.744.356 15.212.009 15.776.786 15.728.994 15.918.619 15.788.786 PASIVO 3.338.840 3.297.399 4.378.124 5.380.580 5.471.640 6.199.024 5.704.323 6.215.169 5.897.572 6.245.251 6.991.581 7.027.367 6.752.858 PASIVO CORRIENTE 300.933 361.528 632.746 918.602 1.468.240 1.831.746 1.509.075 2.110.850 1.167.498 1.779.837 1.497.928 1.567.005 1.571.180 PASIVO NO CORRIENTE 3.037.907 2.935.871 3.745.378 4.461.978 4.003.400 4.367.278 4.195.248 4.104.319 4.730.073 4.465.415 5.493.652 5.460.362 5.181.679 PATRIMONIO NETO 7.326.023 8.614.732 9.475.524 9.860.975 11.949.293 9.493.154 9.273.461 9.529.188 9.314.438 9.531.535 8.737.414 8.891.253 9.035.928 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 10.664.863 11.912.131 13.853.648 15.241.555 17.420.932 15.692.178 14.977.783 15.744.356 15.212.009 15.776.786 15.728.994 15.918.619 15.788.786 TRANSMISION
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 93.470 205.849 321.284 345.610 429.018 200.786 258.699 227.397 273.579 291.061 106.829 204.036 227.139 ACTIVO NO CORRIENTE 519.526 1.114.453 1.189.725 1.334.504 1.409.058 2.299.162 2.538.737 2.107.580 2.091.335 2.122.542 1.163.921 1.945.026 1.926.618 Activo fijo 518.771 1.114.424 1.181.126 1.271.516 1.346.642 2.211.759 2.435.106 1.211.127 1.184.774 1.178.048 857.158 1.018.158 908.632 Otros activos no corrientes 755 29 8.599 62.988 62.416 87.404 103.631 896.454 906.562 944.494 306.763 926.869 1.017.986 TOTAL ACTIVO 612.996 1.320.302 1.511.009 1.680.114 1.838.076 2.499.948 2.797.436 2.334.978 2.364.914 2.413.602 1.270.750 2.149.062 2.153.757 PASIVO 22.777 82.391 140.767 205.289 287.196 893.344 985.219 1.394.601 1.356.171 1.251.507 641.541 1.114.683 1.184.595 PASIVO CORRIENTE 11.672 18.853 40.370 49.450 72.356 649.115 357.340 162.196 166.953 133.710 55.794 128.709 158.697 PASIVO NO CORRIENTE 11.106 63.538 100.397 155.840 214.840 244.229 627.879 1.232.405 1.189.219 1.117.797 585.746 985.974 1.025.898 PATRIMONIO NETO 590.219 1.237.911 1.370.242 1.474.825 1.550.880 1.606.604 1.812.217 940.377 1.008.743 1.162.095 629.209 1.034.379 969.163 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 612.996 1.320.302 1.511.009 1.680.115 1.838.076 2.499.948 2.797.436 2.334.978 2.364.914 2.413.602 1.270.750 2.149.062 2.153.757 DISTRIBUCION
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 843.131 923.314 912.448 882.891 880.577 875.871 819.227 987.529 842.160 931.345 973.970 1.135.974 1.214.593 ACTIVO NO CORRIENTE 3.191.739 3.870.584 4.314.779 5.416.667 5.871.971 6.306.856 6.276.907 6.263.935 6.488.817 7.037.287 6.950.174 6.851.421 7.055.631 Activo fijo 3.014.200 3.760.982 4.233.802 5.330.383 5.715.019 6.052.336 5.984.243 6.050.479 6.246.349 6.877.320 6.783.051 6.622.024 6.806.997 Otros activos no corrientes 177.539 109.602 80.977 86.284 156.952 254.521 292.665 213.456 242.468 159.967 167.122 229.397 248.634 TOTAL ACTIVO 4.034.871 4.793.898 5.227.227 6.299.558 6.752.548 7.182.727 7.096.134 7.251.464 7.330.977 7.968.631 7.924.144 7.987.395 8.270.224 PASIVO 893.523 1.155.220 1.427.025 1.765.185 1.801.451 2.158.792 2.253.225 2.278.179 2.464.690 2.801.268 3.230.710 3.261.209 3.371.644 PASIVO CORRIENTE 455.047 572.621 618.441 783.185 919.648 1.139.755 899.203 844.380 868.478 812.794 1.287.573 1.299.745 1.335.266 PASIVO NO CORRIENTE 438.476 582.599 808.584 982.001 881.802 1.019.037 1.354.022 1.433.799 1.596.212 1.988.474 1.943.137 1.961.463 2.036.378 PATRIMONIO NETO 3.141.347 3.638.678 3.800.202 4.534.373 4.951.097 5.023.935 4.842.909 4.973.284 4.866.287 5.167.364 4.693.434 4.726.186 4.898.580 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 4.034.871 4.793.898 5.227.227 6.299.558 6.752.548 7.182.727 7.096.134 7.251.463 7.330.977 7.968.631 7.924.144 7.987.395 8.270.224 SISTEMA TOTAL
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 1.892.426 2.383.929 2.645.222 3.068.240 3.291.320 2.800.178 2.724.118 3.324.673 2.909.756 3.169.445 3.052.245 3.511.990 3.510.101 ACTIVO NO CORRIENTE 13.420.304 15.642.402 17.946.662 20.152.988 22.720.236 22.574.675 22.147.234 22.006.125 21.998.145 22.989.575 21.871.643 22.543.087 22.702.667 Activo fijo 11.565.088 13.132.162 14.597.792 16.288.144 19.599.742 21.383.850 21.045.978 19.846.174 19.903.374 20.942.387 20.357.935 20.192.134 20.194.269 Otros activos no corrientes 1.855.216 2.510.240 3.348.870 3.864.844 3.120.494 1.190.825 1.101.256 2.159.951 2.094.770 2.047.188 1.513.708 2.350.953 2.508.397 TOTAL ACTIVO 15.312.730 18.026.330 20.591.884 23.221.228 26.011.556 25.374.853 24.871.352 25.330.798 24.907.900 26.159.020 24.923.889 26.055.076 26.212.768 PASIVO 4.255.141 4.535.009 5.945.915 7.351.055 7.560.287 9.251.160 8.942.766 9.887.948 9.718.433 10.298.026 10.863.831 11.403.258 11.309.097 PASIVO CORRIENTE 767.652 953.001 1.291.557 1.751.236 2.460.245 3.620.615 2.765.618 3.117.426 2.202.929 2.726.340 2.841.295 2.995.459 3.065.142 PASIVO NO CORRIENTE 3.487.488 3.582.008 4.654.358 5.599.819 5.100.042 5.630.545 6.177.149 6.770.522 7.515.504 7.571.686 8.022.536 8.407.799 8.243.955 PATRIMONIO NETO 11.057.589 13.491.321 14.645.969 15.870.173 18.451.270 16.123.693 15.928.586 15.442.849 15.189.467 15.860.994 14.060.057 14.651.819 14.903.671 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15.312.730 18.026.330 20.591.884 23.221.228 26.011.556 25.374.853 24.871.353 25.330.798 24.907.900 26.159.020 24.923.889 26.055.076 26.212.768
Tabla 28 Proyección del Balance General a Diciembre de 2008
BALANCE GENERAL (en miles de soles)Año Dic 07
GENERACION minimo normal maximoACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 2.068.369 2.339.609 2.348.425 2.357.242
ACTIVO NO CORRIENTE 13.720.417 14.059.093 14.113.785 14.168.478
Activo fijo 12.478.641 12.902.998 12.936.184 12.969.370
Otros activos no corrientes 1.241.776 1.156.094 1.177.601 1.199.108
TOTAL ACTIVO 15.788.786 16.398.701 16.462.211 16.525.720 PASIVO 6.752.858 7.063.336 7.104.816 7.146.296
PASIVO CORRIENTE 1.571.180 1.575.025 1.584.275 1.593.524
PASIVO NO CORRIENTE 5.181.679 5.488.310 5.520.541 5.552.772
PATRIMONIO NETO 9.035.928 9.335.366 9.357.395 9.379.424
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15.788.786 16.398.701 16.462.211 16.525.720
TRANSMISION
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 227.139 217.073 218.279 219.484
ACTIVO NO CORRIENTE 1.926.618 1.974.050 2.013.869 2.053.688
Activo fijo 908.632 1.078.314 1.078.706 1.079.098
Otros activos no corrientes 1.017.986 895.735 935.163 974.590
TOTAL ACTIVO 2.153.757 2.191.123 2.232.148 2.273.172 PASIVO 1.184.595 1.119.578 1.152.514 1.185.451
PASIVO CORRIENTE 158.697 98.178 123.405 148.632
PASIVO NO CORRIENTE 1.025.898 1.021.400 1.029.110 1.036.819
PATRIMONIO NETO 969.163 1.071.545 1.079.633 1.087.721
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2.153.757 2.191.123 2.232.148 2.273.172
DISTRIBUCION
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 1.214.593 1.187.965 1.215.986 1.244.006
ACTIVO NO CORRIENTE 7.055.631 7.427.325 7.428.933 7.430.540
Activo fijo 6.806.997 7.178.646 7.180.200 7.181.753
Otros activos no corrientes 248.634 248.679 248.733 248.787
TOTAL ACTIVO 8.270.224 8.615.290 8.644.918 8.674.547
PASIVO 3.371.644 3.291.995 3.294.661 3.297.326
PASIVO CORRIENTE 1.335.266 1.312.015 1.313.077 1.314.140
PASIVO NO CORRIENTE 2.036.378 1.979.980 1.981.583 1.983.186
PATRIMONIO NETO 4.898.580 5.323.295 5.350.258 5.377.220
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 8.270.224 8.615.290 8.644.918 8.674.547
SISTEMA TOTAL
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 3.510.101 3.744.647 3.782.690 3.820.733
ACTIVO NO CORRIENTE 22.702.667 23.460.467 23.556.587 23.652.707
Activo fijo 20.194.269 21.159.959 21.195.090 21.230.221
Otros activos no corrientes 2.508.397 2.300.509 2.361.497 2.422.485
TOTAL ACTIVO 26.212.768 27.205.114 27.339.277 27.473.439
PASIVO 11.309.097 11.474.908 11.551.991 11.629.074
PASIVO CORRIENTE 3.065.142 2.985.218 3.020.757 3.056.296
PASIVO NO CORRIENTE 8.243.955 8.489.690 8.531.234 8.572.778
PATRIMONIO NETO 14.903.671 15.730.206 15.787.286 15.844.365
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26.212.768 27.205.114 27.339.277 27.473.439
Proyecciones Dic 2008 S/. Miles
76
2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS
En función a la data existente podemos observar los crecimientos
anuales de la variable ingresos desde 2000 hasta 2007, en la cual
observamos un crecimiento máximo de generadoras de 12,0% en el
año 2000 y una caída máxima de 3.2% durante 2001. Históricamente,
el crecimiento máximo de las empresas generadoras fue de 34,1% en
el año 1997. Las empresas Transmisoras por su parte muestran un
crecimiento máximo de 95,0% durante 2006 y una reducción de 51,2%
durante 2005.
Para el caso de las empresas Distribuidoras, se puede notar que a
partir del año 2002 presentan un comportamiento estable con
crecimiento gradual. En los dos últimos años el crecimiento promedio
de los ingresos de las empresas distribuidoras es de
aproximadamente 9.0%.
Tabla 29 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa
INGRESOS 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07Generadoras 3.038.677 2.942.798 3.216.151 3.556.922 4.217.186 4.470.164 4.685.463 4.622.233 Transmisoras 287.840 373.649 240.334 399.028 395.265 193.003 376.361 390.361Distribuidoras 3.271.692 3.146.729 3.283.608 3.401.794 3.637.295 3.970.188 4.324.721 4.469.511Total Sistema 6.598.209 6.463.175 6.740.093 7.357.745 8.249.747 8.633.356 9.386.544 9.482.105
A nivel del sector eléctrico se puede notar un crecimiento con
comportamiento gradual. El máximo crecimiento de los ingresos del
sector ocurrió en el año 2000 con 12.8% anual.
Tabla 30 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa
INGRESOS 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07Generadoras 12,0 (3,2) 9,3 10,6 18,6 6,0 4,8 (1,3) Transmisoras 18,8 29,8 (35,7) 66,0 (0,9) (51,2) 95,0 3,7 Distribuidoras 13,1 (3,8) 4,3 3,6 6,9 9,2 8,9 3,3 Total Sistema 12,8 (2,0) 4,3 9,2 12,1 4,6 8,7 1,0
77
Gráfico 36 Comportamiento de la Variable Ingreso 1998-2007
* Dic 07
Comportamiento de la Variable Ingreso1998 -2007*
TOTAL SISTEMAS
7.358
6.740
5.848
4.892
6.463
6.598
8.2508.633
9.387 9.482
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07
Generadoras
4.217
4.470
3.557
3.2162.943
3.039
4.685
2.1882.714
4.622
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07
Transmisoras
240
390
204
376
193
395399374
288
242
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07
Distribuidores
2.500
2.8923.272
3.147
3.2843.402
3.9703.637
4.325 4.470
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07
Los valores presentados en el año 2007 corresponden a cifras del cuarto trimestre presentadas por las empresas a través de OSINERGMIN.
En función a estos datos el valor mínimo considerado en proyecciones
se encuentra en función a la regresión, mientras que el valor máximo
consideró el crecimiento obtenido durante el 2004 para las empresas
generadoras y del 2001 para las distribuidoras.
78
Tabla 31 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2007
ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS (S/. Miles)
AÑO 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 Dic 07 minimo normal maximo
GENERADORAS
INGRESOS 3.038.677 2.942.798 3.216.151 3.556.922 4.217.186 4.470.164 4.685.463 4.622.233 4.807.574 5.031.949 5.256.324 Venta Energía Eléctrica al Público 794.416 759.580 557.501 905.938 711.242 1.324.456 1.524.871 1.736.470 1.564.612 1.637.634 1.710.656 Venta Energía Precios en Barra 1.662.076 1.625.613 1.975.299 2.060.205 2.544.384 2.433.861 2.364.320 2.294.923 2.425.938 2.539.160 2.652.381 Transferencia COES 479.962 457.758 570.615 415.195 697.602 526.081 644.452 393.347 661.248 692.109 722.970 Peajes y Uso Instal. Transmisión 25.604 21.462 31.224 49.697 156.954 68.904 47.914 76.678 49.163 51.458 53.752 Otros Ingresos 76.619 78.385 81.511 125.887 107.004 116.862 103.905 120.815 106.613 111.589 116.565COSTOS 1.960.547 1.844.651 2.053.972 2.419.083 3.268.417 3.159.736 3.297.573 3.242.423 3.383.513 3.541.426 3.699.338 Gastos de Generación 1.598.623 1.586.105 1.691.643 2.085.772 2.785.733 2.663.369 3.008.957 2.866.278 3.087.375 3.231.467 3.375.558 Costos de Transmisión 75.367 21.973 26.959 19.847 21.917 57.713 22.227 25.441 22.806 23.871 24.935 Gastos de Distribución 687 475 596 495 666 607 599 8.338 615 644 672 Gastos de Comercialización 40.942 48.683 55.428 69.401 49.921 193.970 44.347 145.964 45.503 47.626 49.750 Gastos Generales y Administrativos 244.929 187.414 279.346 243.569 410.179 244.076 221.443 196.401 227.214 237.819 248.423Uti. Operación 1.078.130 1.098.147 1.162.179 1.137.839 948.770 1.310.429 1.387.890 1.379.810 1.424.060 1.490.523 1.556.986OTROS INGRESOS -339.478 -365.516 -325.560 -242.165 -269.535 -182.453 10.079 -17.323 10.342 10.824 11.307 Ingresos Financieros 144.921 90.332 46.110 35.403 37.669 49.179 200.781 113.263 206.013 215.628 225.243 Gastos Financieros -291.902 -300.234 -274.627 -259.290 -283.842 -250.935 -343.534 -287.778 -352.487 -368.938 -385.388 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -96.993 -8.771 -87.714 -15.643 -29.225 930 156.418 65.332 160.495 167.985 175.476 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -95.504 -146.842 -9.330 -2.635 5.863 18.374 -3.586 13.466 -3.680 -3.851 -4.023UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 738.652 732.631 836.619 895.674 679.235 1.127.976 1.397.969 1.362.487 1.434.402 1.501.348 1.568.293REI 174.865 43.492 -11.516 102.987 341.181UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 913.518 776.123 825.103 998.661 1.020.416 1.127.976 1.397.969 1.362.487 1.434.402 1.501.348 1.568.293PARTICIPACIONES 40.485 57.177 46.831 40.085 50.056 48.674 68.115 82.888 71.720 75.067 78.415RENTA 268.428 274.403 277.455 315.737 344.657 319.006 446.829 385.303 408.805 427.884 446.963UTILIDAD (PERDIDA) NETA 604.605 444.543 500.817 642.839 625.703 760.295 883.025 894.297 953.877 998.396 1.042.915
TRANSMISORAS
INGRESOS 287.840 373.649 240.334 399.028 395.265 193.003 376.361 390.361 594.905 814.054 819.953 Venta Energía Eléctrica al Público 30.296 Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 272.960 368.737 235.693 389.680 385.396 189.697 365.418 331.658 577.608 790.385 796.113 Otros Ingresos 14.880 4.912 4.641 9.348 9.869 3.306 10.943 28.407 17.297 23.669 23.841COSTOS 182.242 245.690 127.954 195.194 190.568 96.056 192.443 187.151 304.191 416.248 419.265 Gastos de Generación Costos de Transmisión 148.387 200.832 75.640 148.455 152.778 78.749 154.289 134.286 243.881 333.722 336.140 Gastos de Distribución 18.398 Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 33.855 44.858 52.314 46.739 37.790 17.306 38.154 34.467 60.310 82.527 83.125UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 105.597 127.959 112.380 203.834 204.698 96.948 183.917 203.210 290.714 397.806 400.689OTROS INGRESOS (EGRESOS) 2.042 -26.225 -79.068 -99.684 -75.106 -64.998 -78.863 -59.736 -124.656 -170.577 -171.813 Ingresos Financieros 26.499 8.442 1.331 1.820 2.065 16.704 11.648 8.775 18.411 25.193 25.376 Gastos Financieros -19.178 -53.574 -79.416 -100.210 -95.395 -76.776 -79.454 -65.443 -125.591 -171.855 -173.101 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -7.396 17.905 -2.330 -13.567 -1.604 -4.505 3.097 142 4.895 6.699 6.747 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 2.117 1.002 1.346 12.273 19.828 -422 -14.154 -22.372 -30.614 -30.836UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 107.639 101.733 33.312 104.150 129.592 31.949 105.054 143.474 166.057 227.229 228.875 Resultado Exposición Inflación 26 935 19.084 28.091 75.235UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 107.665 102.668 52.396 132.241 204.827 31.949 105.054 143.474 166.057 227.229 228.875 Particip. Utilidad Trabajadores 4.732 11.440 2.068 3.418 4.583 907 2.673 3.870 8.303 11.361 11.444 Impuesto a la Renta 27.013 36.295 20.163 35.494 48.637 15.833 30.220 38.603 47.326 64.760 65.229UTILIDAD (PERDIDA) NETA 75.920 54.933 30.166 93.329 151.607 15.209 72.161 101.001 110.428 151.107 152.202
DISTRIBUIDORAS
INGRESOS 3.271.692 3.146.729 3.283.608 3.401.794 3.637.295 3.970.188 4.324.721 4.469.511 4.728.381 4.907.581 5.050.941 Venta Energía Eléctrica al Público 3.025.100 2.952.665 3.092.058 3.211.221 3.440.962 3.786.635 4.074.817 4.197.325 4.455.152 4.623.997 4.759.073 Venta Energía Precios en Barra 76.127 21.384 20.347 13.885 25.893 22.143 36.114 18.621 39.485 40.982 42.179 Transferencia COES 14.920 Peajes y Uso Instal. Transmisión 3.339 6.605 9.501 12.812 12.951 13.809 17.710 17.695 19.363 20.097 20.684 Otros Ingresos 167.127 166.075 161.702 148.957 157.489 147.601 196.079 235.870 214.381 222.505 229.005COSTOS 2.828.255 2.718.206 2.839.949 2.956.204 3.194.342 3.495.459 3.715.788 3.725.144 4.062.611 4.216.579 4.339.754 Gastos de Generación 132.925 121.199 117.047 115.453 140.636 168.883 283.069 199.653 309.490 321.219 330.603 Costos de Transmisión 62.106 70.834 83.909 89.995 91.784 98.743 63.648 112.302 69.589 72.226 74.336 Gastos de Distribución 2.272.211 2.170.208 2.293.869 2.385.264 2.555.283 2.803.409 2.892.416 2.945.886 3.162.388 3.282.239 3.378.119 Gastos de Comercialización 159.924 169.543 164.287 182.894 205.556 221.750 245.025 242.425 267.895 278.048 286.170 Gastos Generales y Administrativos 201.089 186.422 180.838 182.598 201.084 202.673 231.630 224.878 253.249 262.847 270.525UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 443.438 428.522 443.659 445.591 442.953 474.729 608.933 744.367 665.770 691.001 711.187OTROS INGRESOS (EGRESOS) -68.746 24.850 -4.138 17.166 -12.984 -32.313 -47.723 -91.282 -52.177 -54.154 -55.736 Ingresos Financieros 71.118 66.239 54.872 48.277 35.913 48.491 61.255 42.900 66.973 69.511 71.542 Gastos Financieros -119.110 -91.068 -89.006 -84.673 -111.268 -113.821 -143.535 -152.728 -156.933 -162.880 -167.638 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF -295 -173 Otros Ingresos (Egresos) 9.628 43.577 43.720 56.097 63.691 33.702 36.238 28.388 39.620 41.122 42.323 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -30.382 6.396 -13.723 -2.534 -1.320 -513 -1.681 -13.194 -1.837 -1.907 -1.963UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 374.692 453.372 439.521 462.757 429.969 442.417 561.210 653.085 613.593 636.847 655.451 Resultado Exposición Inflación 32.302 -17.468 12.285 16.209 66.448UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 406.994 435.905 451.806 478.966 496.418 442.417 561.210 653.085 613.593 636.847 655.451 Particip. Utilidad Trabajadores 14.251 23.940 20.554 21.668 32.214 27.664 34.890 37.982 30.680 31.842 32.773 Impuesto a la Renta 140.379 151.042 131.584 143.773 160.006 137.128 178.276 196.248 174.874 181.501 186.803UTILIDAD (PERDIDA) NETA 252.364 260.922 299.668 313.526 304.197 277.625 348.044 418.855 408.039 423.503 435.875
SISTEMA TOTAL
INGRESOS 6.598.209 6.463.175 6.740.093 7.357.745 8.249.747 8.633.356 9.386.544 9.482.105 10.130.859 10.753.583 11.127.218 Venta Energía Eléctrica al Público 3.819.515 3.712.245 3.649.559 4.117.159 4.152.204 5.111.091 5.599.688 5.964.091 6.019.764 6.415.217 6.469.729 Venta Energía Precios en Barra 1.738.203 1.646.996 1.995.647 2.074.090 2.570.277 2.456.004 2.400.435 2.313.544 2.465.423 2.750.030 2.694.560 Transferencia COES 479.962 457.758 570.616 430.115 697.602 526.081 644.452 393.347 661.248 738.309 722.970 Peajes y Uso Instal. Transmisión 301.903 396.803 276.419 452.189 555.301 272.411 431.042 426.031 646.134 493.818 870.549 Otros Ingresos 258.626 249.372 247.854 284.192 274.362 267.769 310.927 385.092 338.291 356.210 369.410COSTOS 4.971.044 4.808.548 5.021.876 5.570.481 6.653.327 6.751.250 7.205.804 7.154.718 7.750.316 8.255.244 8.458.357 Gastos de Generación 1.731.548 1.707.304 1.808.691 2.201.224 2.926.369 2.832.252 3.292.026 3.065.931 3.396.865 3.771.471 3.706.161 Costos de Transmisión 285.860 293.639 186.508 258.297 266.479 235.206 240.164 272.030 336.276 275.141 435.411 Gastos de Distribución 2.272.898 2.170.683 2.294.465 2.385.759 2.555.949 2.804.017 2.893.015 2.972.622 3.163.003 3.314.349 3.378.792 Gastos de Comercialización 200.865 218.226 219.715 252.295 255.477 415.720 289.372 388.389 313.398 331.515 335.920 Gastos Generales y Administrativos 479.873 418.695 512.498 472.905 649.053 464.055 491.227 455.746 540.773 562.769 602.073UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1.627.165 1.654.628 1.718.218 1.787.264 1.596.420 1.882.106 2.180.740 2.327.386 2.380.544 2.498.339 2.668.861OTROS INGRESOS (EGRESOS) -406.181 -366.892 -408.766 -324.683 -357.624 -279.764 -116.506 -168.340 -166.492 -133.474 -216.242 Ingresos Financieros 242.538 165.013 102.313 85.500 75.646 114.374 273.684 164.937 291.397 313.542 322.161 Gastos Financieros -430.190 -444.876 -443.049 -444.174 -490.505 -441.532 -566.523 -505.950 -635.010 -649.030 -726.127 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF -295 -173 Otros Ingresos (Egresos) -94.760 52.710 -46.324 26.887 32.863 30.127 195.753 93.861 205.011 224.262 224.546 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -123.769 -139.444 -21.706 7.104 24.372 17.439 -19.420 272 -27.889 -22.249 -36.822UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1.220.984 1.287.736 1.309.452 1.462.582 1.238.796 1.602.342 2.064.234 2.159.046 2.214.052 2.364.865 2.452.619 Resultado Exposición Inflación 207.193 26.959 19.853 147.286 482.865UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1.428.177 1.314.695 1.329.305 1.609.868 1.721.661 1.602.342 2.064.234 2.159.046 2.214.052 2.364.865 2.452.619 Particip. Utilidad Trabajadores 59.468 92.557 69.452 65.171 86.854 77.245 105.678 124.740 110.703 121.069 122.631 Impuesto a la Renta 435.820 461.740 429.201 495.004 553.300 471.968 655.326 620.154 631.005 750.766 698.996UTILIDAD (PERDIDA) NETA 932.889 760.399 830.651 1.049.693 1.081.507 1.053.129 1.303.230 1.414.153 1.472.345 1.493.030 1.630.992
Proyecciones Dic 2008 (S/. Miles)
79
2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO
Se ha considerado en el estudio a las 38 empresas de las cuales se dispone
información de Flujo de Efectivo.
Al 31 de Diciembre de 2007, el Saldo de Efectivo de las empresas del Sector
Eléctrico (Caja, bancos y Valores negociables) asciende a S/. 1 506,7
millones, producto de un saldo inicial de caja de S/. 1 451,7 millones y una
variación de efectivo de S/. 54,9 millones.
El Flujo de efectivo de las actividades de operación asciende a S/. 2 110,2
millones, el cual es resultante básicamente del efecto positivo de la Utilidad
neta (S/.1 414,2 millones).
Las actividades de inversión muestran un Flujo de efectivo neto negativo
cuyo monto asciende a -S/. 1 044,6 millones, destacando sustancialmente las
Inversiones en Activo Fijo -S/. 814,2 millones y las Inversiones en Intangibles
por -S/. 201,6 millones; además se muestra una salida de efectivo
relacionada con las Actividades de Financiamiento, cuyo valor es -S/. 1 010,8
millones, sobresaliendo el pago de dividendos (S/. 1 147,4 millones) y
Emisión de valores (S/. 249,6 millones); sin embargo se debe notar que hubo
un incremento en el financiamiento a través de préstamos bancarios por S/.
106,4 millones.
� Por Tipo de Empresa Las empresas generadoras, con S/. 1 116,0 millones, concentran los
mayores saldos de efectivo. Su saldo en la actividad de operación es S/. 1
221,3 millones.
La actividad de inversión implicó un desembolso de efectivo por -S/. 366,4
millones, básicamente por el rubro de Activo fijo en S/. 342,6 millones.
Mientras que en su actividad de financiamiento han realizado desembolsos
80
por - S/. 864,6 millones, resultado principalmente del pago de dividendos por
- S/. 826,6 millones y el pago de préstamos bancarios por - S/. 5,6 millones,
así como la entrada de efectivo debido a la emisión de acciones por S/. 29,7
millones.
Las empresas transmisoras alcanzan un saldo de efectivo de S/. 145,9
millones. La variación de efectivo proveniente de las actividades de
operación es de S/. 216,2 millones, por efecto de REP y Transmantaro,
principalmente.
La actividad de inversión implicó una salida de efectivo de S/. 198,8 millones,
explicada principalmente por las inversiones realizadas por REP (S/. 197,4
millones). En cuanto a las fuentes de financiamiento, se observa el pago de
dividendos por S/. 75,0 millones y pago de préstamos bancarios por S/. 51,4
millones. A la vez se observa el financiamiento a través de la emisión de
valores por S/. 153,5 millones, la cual fue realizada íntegramente por REP.
Las empresas distribuidoras muestran un saldo de S/. 244,7 millones al 31 de
diciembre de 2007. Los ingresos de efectivo obtenidos de sus actividades de
operación ascienden a los S/. 672,7 millones, derivados de la utilidad neta de
S/. 418,9 millones.
Las inversiones en activo fijo representaron una salida de efectivo de S/.
461,2 millones, siendo Edelnor y Luz del Sur las que muestran mayores
niveles de inversión en activo fijo con S/. 131,0 millones y S/. 98,5 millones,
respectivamente. Hidrandina es la tercera empresa en cuanto a inversiones
en activo fijo con S/. 54,2 millones.
� Por Sistema
Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional muestran un
saldo de efectivo al 31 de diciembre de 2007 de S/. 1 499,5 millones, lo cual
se debe en gran parte al saldo de efectivo a inicio del trimestre (S/. 1 440,4
millones). El flujo resultante de las actividades de operación ascendió a S/. 2
81
120,1 millones, debido a la utilidad neta (S/. 1 408,1 millones). El egreso de
efectivo por las inversiones realizadas ascendente a S/. 1 037,0 millones se
han orientado a la adquisición de activos fijos por S/. 806,1 millones. Se
observan salidas de efectivo derivadas de las actividades de financiamiento
como el pago de dividendos por S/. 1 147,3 millones, pero a la vez, también
existen entradas de efectivo a través de préstamos bancarios por S/. 106,4 y
emisión de valores por S/. 249,6 millones.
Las empresas de los Sistemas Aislados, muestran un Saldo de efectivo neto
al 31 de diciembre de 2007 de S/. 7,2 millones, menor en S/. 4,1 millones al
saldo del inicio del trimestre. El egreso de efectivo proveniente de las
actividades de operación fue de S/. 9,9 millones. Además han efectuado
desembolsos de efectivo para inversiones en Activos fijos e intangibles por
S/. 7,6 millones en conjunto, mientras que las actividades de financiamiento
implicaron una entrada de efectivo de S/. 13,4 millones.
82
2.9. RANKING EMPRESARIAL
El ranking empresarial muestra que las empresas generadoras, Edegel y
Electro Perú, tienen los dos primeros puestos en lo que a nivel de activos se
refiere, mas no por el nivel de rendimientos de activos. A nivel de activos, el
tercer y cuarto puesto lo obtienen las empresas distribuidoras las cuales
serían las representativas del sistema: Edelnor y Luz del Sur. Por el lado de
empresas transmisoras la más representativa es REP: puesto N° 7 en nivel
de activos.
Tabla 32 Ranking General
TIPO Descripción
G Edegel 4758 616 1 2253 189 1 1058 105 4 291 370 3 277 943 3 6.0% 20 12.3% 16G Electroperú 3407 628 2 2097 472 2 1180 641 3 257 738 4 261 714 4 7.4% 18 12.6% 14D Edelnor 2233 487 3 813 115 5 1349 470 2 242 203 5 193 396 6 10.5% 9 21.3% 7D Luz del Sur 2092 108 4 893 753 3 1368 437 1 324 897 1 285 062 2 15.9% 4 32.5% 4G Enersur 1701 328 5 724 404 7 854 186 5 315 704 2 300 188 1 18.7% 3 36.5% 3G Egenor 1490 030 6 756 163 6 450 705 6 211 880 6 209 179 5 14.6% 5 29.3% 5T Rep 1117 454 7 477 986 11 214 209 8 104 917 7 73 427 9 9.3% 12 14.2% 11G Electro Andes 1052 912 8 637 852 9 167 941 15 88 448 9 80 208 8 8.3% 14 12.3% 15G Egasa 990 058 9 868 378 4 185 813 12 43 745 11 61 322 10 4.5% 25 7.2% 22D Hidrandina 812 143 10 668 258 8 324 830 7 38 981 12 51 017 11 5.0% 23 7.8% 21G Egemsa 571 490 11 559 049 10 86 755 22 27 482 15 27 078 15 4.9% 24 4.9% 26G San Gabán 543 434 12 331 613 15 105 626 20 27 298 16 18 453 19 5.2% 22 6.0% 24D Electrocentro 528 915 13 435 576 12 210 952 9 36 692 13 40 662 13 7.8% 16 10.3% 18D Electro Sur Este 452 778 14 400 939 13 137 062 17 14 385 22 15 171 20 3.3% 26 3.8% 28T Transmantaro 425 227 15 139 519 26 83 776 24 54 854 10 40 963 12 12.2% 7 28.4% 6D Electro Oriente 420 204 16 391 344 14 183 727 14 4 479 29 6 707 25 1.1% 32 1.8% 32D Electronoroeste 324 333 17 243 959 16 191 087 11 23 201 17 22 008 16 7.6% 17 9.5% 19G Termoselva 317 075 18 177 513 20 114 680 19 (25 994) 39 (31 199) 39 -8.0% 38 -17.0% 38D Seal 305 087 19 222 255 17 185 611 13 17 668 21 18 824 18 5.7% 21 8.5% 20G Cahua 295 643 20 166 755 22 85 387 23 28 660 14 27 248 14 9.6% 11 16.3% 9D Electro Sur Medio 276 755 21 155 429 23 133 256 18 7 615 25 (11 136) 38 2.8% 28 -6.8% 37
* ROA calculado en base al activo del inicio del periodo. ROE calculado en base al patrimonio del inicio del periodo.
ACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA ROA S/. YTY ROE S/. YTYU. a. IMPUESTOS
RANKING GENERAL
A nivel empresas generadoras podemos observar a Edegel como la más
grande a nivel activos, cuarta en ingresos, vigésima en rentabilidad sobre
activos y décimo sexta en retorno sobre el patrimonio. Electroperú aparece
como la segunda en activos, tercera en ingresos, cuarta en niveles de utilidad
operativa, cuarta en utilidad antes de impuestos y décimo octava en ROA.
Mientras tanto, Egenor muestra un comportamiento más homogéneo como la
sexta en activos, la sexta en ingresos, sexta en utilidad operativa, quinta en
utilidad antes de impuestos y quinta en rentabilidad sobre activos (ROA) y
sobre el patrimonio (ROE).
83
Tabla 33 Ranking Total
TIPO Descripción
G Edegel 4 758 616 1 2 253 189 1 1 058 105 4 291 370 3 277 943 3 6.02% 20 12.27% 16G Electroperú 3 407 628 2 2 097 472 2 1 180 641 3 257 738 4 261 714 4 7.40% 18 12.59% 14G Enersur 1 701 328 5 724 404 7 854 186 5 315 704 2 300 188 1 18.67% 3 36.53% 3G Egenor 1 490 030 6 756 163 6 450 705 6 211 880 6 209 179 5 14.58% 5 29.31% 5G Electro Andes 1 052 912 8 637 852 9 167 941 15 88 448 9 80 208 8 8.28% 14 12.33% 15G Egasa 990 058 9 868 378 4 185 813 12 43 745 11 61 322 10 4.51% 25 7.20% 22G Egemsa 571 490 11 559 049 10 86 755 22 27 482 15 27 078 15 4.86% 24 4.87% 26G San Gabán 543 434 12 331 613 15 105 626 20 27 298 16 18 453 19 5.24% 22 6.02% 24G Termoselva 317 075 18 177 513 20 114 680 19 - 25 994 39 - 31 199 39 -8.04% 38 -17.04% 38G Cahua 295 643 20 166 755 22 85 387 23 28 660 14 27 248 14 9.60% 11 16.25% 9G Eepsa 272 745 22 152 703 24 195 483 10 93 052 8 110 612 7 35.91% 1 80.38% 1G Egesur 170 029 27 151 870 25 18 729 32 773 30 1 355 29 0.43% 35 0.84% 34G Sinersa 91 678 31 50 581 32 15 878 34 7 600 26 6 333 26 8.13% 15 12.88% 13G Shougesa 85 818 32 69 365 31 96 019 21 11 415 23 13 162 21 13.46% 6 19.32% 8G Chavimochic 37 855 34 37 855 34 5 312 35 621 31 - 1 158 36 1.64% 31 -3.06% 35G Egepsa 2 448 37 1 164 37 972 38 18 36 48 34 0.73% 34 4.09% 27
T REP 1 117 454 7 477 986 11 214 209 8 104 917 7 73 427 9 9.34% 12 14.24% 11T Transmantaro 425 227 15 139 519 26 83 776 24 54 854 10 40 963 12 12.24% 7 28.45% 6T Eteselva 243 414 23 206 406 18 23 717 30 5 319 28 5 489 28 2.18% 29 2.68% 31T Redesur 209 423 26 72 154 30 37 943 28 18 589 20 12 217 22 8.40% 13 12.89% 12T Isa - Perú 158 240 28 73 099 29 30 716 29 19 530 19 11 377 23 11.30% 8 15.13% 10
D Edelnor 2 233 487 3 813 115 5 1 349 470 2 242 203 5 193 396 6 10.48% 9 21.28% 7D Luz del Sur 2 092 108 4 893 753 3 1 368 437 1 324 897 1 285 062 2 15.89% 4 32.54% 4D Hidrandina 812 143 10 668 258 8 324 830 7 38 981 12 51 017 11 4.99% 23 7.76% 21D Electrocentro 528 915 13 435 576 12 210 952 9 36 692 13 40 662 13 7.84% 16 10.33% 18D Electro Sur Este 452 778 14 400 939 13 137 062 17 14 385 22 15 171 20 3.31% 26 3.78% 28D Electro Oriente 420 204 16 391 344 14 183 727 14 4 479 29 6 707 25 1.09% 32 1.76% 32D Seal 305 087 19 222 255 17 185 611 13 17 668 21 18 824 18 5.69% 21 8.53% 20D Electronoroeste 324 333 17 243 959 16 191 087 11 23 201 17 22 008 16 7.56% 17 9.51% 19D Electro Sur Medio 276 755 21 155 429 23 133 256 18 7 615 25 - 11 136 38 2.80% 28 -6.76% 37D Electronorte 238 337 24 169 658 21 150 487 16 22 671 18 19 048 17 9.73% 10 11.84% 17D Electro Puno 223 906 25 191 495 19 63 410 26 6 338 27 6 144 27 2.93% 27 3.18% 30D Electrosur 145 480 29 130 893 27 70 000 25 8 713 24 8 452 24 6.04% 19 6.53% 23D Electro Ucayali 122 473 30 114 294 28 57 033 27 - 5 120 38 - 3 939 37 -4.05% 37 -3.39% 36D Edecañete 59 570 33 44 389 33 22 033 31 604 32 668 30 0.99% 33 1.51% 33D Coelvisa 27 218 35 17 393 35 15 934 33 470 33 533 31 1.71% 30 3.22% 29D Emseusa 6 926 36 5 540 36 3 855 36 376 34 316 32 -15.00% 39 5.70% 25D Sersa 503 38 292 38 2 328 37 192 35 151 33 33.96% 2 41.37% 2
* ROA calculado en base al activo del inicio del periodo. ROE calculado en base al patrimonio del inicio del periodo.
U. a. IMPUESTOS ROA S/. YTY ROE S/. YTY
TRANSMISORAS
DISTRIBUIDORAS
GENERADORAS
RANKING GENERALACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA
Por el lado de las empresas transmisoras la más representativa es Red de
Energía del Perú (REP), ocupando el primer lugar en activos y en niveles de
utilidad económica y financiera antes de impuestos de este grupo. Por otro
lado Transmantaro sigue siendo la segunda más grande a nivel transmisora,
es la segunda a nivel de activos e ingresos y la primera en rentabilidad sobre
activos, mientras que Isa-Perú; en términos de utilidad sobre activos (ROA)
ocupa el segundo lugar entre las empresas de Transmisión.
Entre las Distribuidoras las empresas Edelnor y Luz del Sur son las más
grandes. A nivel de Activos Edelnor supera a Luz del Sur mientras ocurre
caso contrario para Patrimonio Neto, Ingresos, Utilidades y Rentabilidades.
84
2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO
La economía nacional se ve afectada principalmente por tres variables
macroeconómicas, las cuales están referidas al Producto Bruto Interno,
Índice de precios (al consumidor y al por mayor) y Tipo de cambio.
2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO
Gráfico 37 Producto Bruto Interno
3.8
6.1
5.3
4.8
5.9
4.2
3.0 3.1
4.6
3.4
4.5
7.9
5.6
6.8 6.9
7.77.4
6.4
8.5
8.0 8.17.9
8.4
9.1
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV
2002 2003 2004 2005 2006 2007
Variación interanual del IVF
Indice de Volumen Físico
Indicede Volumen Físico IVF (1994 = 100)
Variación porcentual interanual del IVF
Producto Bruto Interno trimestral 2002_I - 2007_IV(A precios constantes de 1994)
Fuente: INEI – Dirección Nacional de Cuentas Nacionales
Elaboración: Propia
En el presente trimestre, Octubre-Diciembre de 2007, el PBI a precios
constantes de 1994 presentó un comportamiento positivo, desde el
tercer trimestre del 2001, con lo que se acumula 26 trimestres
consecutivos de crecimiento económico. Cabe destacar que en el
periodo mostrado de 2002-IV – 2007-IV el crecimiento del cuarto
trimestre de 2007 fue el más alto (9,1%).
Comparados los periodos 2002-IV – 2007-IV, el PBI trimestral ha
venido creciendo a una tasa promedio interanual de 8,5%.
85
En el cuarto trimestre de 2007 la tasa de crecimiento del PBI tuvo un
incremento de 9,1%. La oferta y demanda global, a precios constantes
de 1994, registró un incremento de 10,1% en el periodo de análisis.
Del lado de la oferta, las importaciones de Bienes y Servicios
aumentaron un 14,8% respecto a similar trimestre del año anterior. Por
otro lado, la demanda global en el cuarto trimestre de 2007 siguió el
impulso y dinamismo de la demanda interna, que aumentó en 11,0%
reflejado en el crecimiento sostenido de la Formación Bruta de Capital
Fijo (inversión) que en este trimestre aumentó en 22,9%.7
En el cuarto trimestre de 2007, el PBI tuvo un comportamiento
favorable, destacando la actividad de Construcción que creció 18,7%
debido a la mayor inversión pública y privada, la Manufactura creció
10,7% y el Comercio se incrementó en 10,2% explicado por los
mayores ingresos generados en los diferentes canales de
comercialización.
Gráfico 38 Producto Bruto Interno por actividad económica 2007-IV / 2006-IV
En el cuarto trimestre de 2007 la actividad electricidad y agua creció
en 7,9% con respecto al periodo similar de 2006 como consecuencia
86
del mayor dinamismo del subsector electricidad, que aumentó en
9,1%; no obstante, el descenso del subsector agua, en 2,7%.
Gráfico 39 VAB trimestral de la actividad Electricidad y Agua
La producción de energía eléctrica de servicio público ascendió a 7 mil
339 GWH, superando en 611 GWH al nivel obtenido en similar periodo
de 2006. Por tipo de generación, la producción del mercado eléctrico
de origen hidráulico fue de 4 mil 672 GWH (disminuyó 4,1% con
respecto a 2006-IV). La producción de origen térmico alcanzó los 2 mil
667 GWH, aumentando en 43,6%, como consecuencia de una mayor
demanda de gas natural para la producción de energía eléctrica.
Cabe destacar que Enersur S.A. creció 78,8% en su nivel de
producción con respecto al cuarto trimestre de 2006 (participación en
15,0%), Egenor S.A. creció en 15,7% (participación en 7,8%); en
cambio Electro Perú disminuyó 4,9% (participación en 23,9%).
7 INEI - Nota de Prensa Cuarto Trimestre 2008.
87
Gráfico 40 Producción de Energía Eléctrica por Empresa
2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS
El INEI informa que el Índice de precios al consumidor de Lima
Metropolitana (IPC) aumentó en 0.45% en diciembre 2007. Y la
variación anual enero-diciembre 2007 fue de 3,93%.
Los resultados de diciembre del IPC se vio influenciado principalmente
por el alza de precios de tres grandes grupos de consumo:
Transportes y Comunicaciones (1,06%), Alimentos y Bebidas (0,58%)
y Vestido y Calzado (0,27%).
El incremento en el primer grupo se debe a la mayor demanda de
pasajes en las fechas de los feriados de fin de año: en ómnibus
interprovincial (incremento de 27,0%), pasajes aéreos (incremento de
5,1%) y ómnibus internacional (incremento de 5,4%).
En el rubro de Alimentos y Bebidas subieron los precios de pescados
y mariscos (2,9%), el aceite vegetal envasado (2,6%) ya que se
incrementó la soya, la leche evaporada (2,2%) por mayor consumo de
lácteos y leguminosas y derivados (1,8%) en especial la lenteja (2,6%)
y el frejol (2,1%).
88
En el rubro de Vestido y Calzado el alza se debió al cambio de
estación. En ropa para hombre se incrementó en 0,3%, en mujer en
0,2% y el servicio de reparación de calzado en 1,5%.
2.10.3. TIPO DE CAMBIO
Del 01 de Octubre al 31 de Diciembre, el tipo de cambio interbancario
promedio de compra se registró en S/. 3,000 y el tipo de cambio
interbancario promedio venta en S/. 3,002. Si se comparan los tipos de
cambio promedio al final del cuarto trimestre (S/. 3.15) y del cuarto
trimestre (S/. 3.00) de 2007 entonces se indica que el nuevo sol se
apreció en 4.7%.
Durante el cuarto trimestre de 2007, el Banco Central de Reserva
intervino en el mercado cambiario mediante la compra de un total de
US$ 2,717 millones en la mesa de negociación.
Gráfico 41 Evolución del Tipo de Cambio
0
50
100
150
200
250
300
2,940
2,960
2,980
3,000
3,020
3,040
3,060
3,080
Compras netas en Mesa de Negociación (MM US$)
TC Interbancario (S/ . por US$) - Compra
S/ . por US$ millonesde US$Tipo de Cambio y Compras Netas en Mesa de Negociación(Octubre-Diciembre 2007)
Fuente: Banco Central de Reserva
Elaboración: Propia
89
2.10.4. SECTOR EXTERNO
En el cuarto trimestre de 2007 la Balanza Comercial registró un
superávit de US$ 2 273,0 millones, menor en 12,6% al obtenido en el
mismo periodo en el 2006. Con ello, el superávit comercial del año
2006 sumó US$ 8 356,0 millones, cifra menor en 6,47% a la obtenida
el año pasado. Las exportaciones durante el cuarto trimestre de 2007
fueron mayores en 16.18% a las del mismo periodo del año 2006,
alcanzando los US$ 7,874 millones. El aumento de las exportaciones
tradicionales y no tradicionales durante el cuarto trimestre de 2007 con
respecto al trimestre anterior fue de 16,1% y 16,0%, respectivamente.
Las importaciones del cuarto trimestre de 2007 aumentaron en 34,2%
con respecto al trimestre anterior, llegando a US$ 5 601,0 millones.8
2.10.5. SECTOR FISCAL9
En el cuarto trimestre de 2007 el déficit económico del Sector Público
No Financiero (SPNF) fue equivalente a 2,4% del PBI, menor en 0,2
de punto porcentual respecto al resultado de similar periodo del año
anterior. En el gobierno central el crecimiento de los ingresos
corrientes (0,7 de punto porcentual) fue superior al de los gastos no
financieros (0,2 de punto porcentual), lo cual fue parcialmente
atenuado por el déficit de los gobiernos locales (S/. 569 millones), de
EsSalud (S/. 139 millones) y de las empresas estatales (S/. 226
millones, en contraste al superávit de S/. 191 millones registrado en
similar periodo del 2006).
El superávit fiscal del año 2007 (S/. 10 446 millones) permitió que los
depósitos del sector público en el sistema financiero alcanzaran el 1,3
8 Según Informe Macroeconómico: IV Trimestre de 2007 del Banco Central de Reserva del Perú 9 Ibidem
90
del PBI. En el cuarto trimestre el financiamiento externo neto del fisco
fue negativo en US$ 1 568 millones (5,3% del PBI), considerando
desembolsos por US$ 681 millones, una amortización de deuda
pública externa por US$ 2 330 millones.
91
2.10.6. NOTICIAS SECTOR ELÉCTRICO: CUARTO TRIMESTRE 2007
MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Aprovechando fibra óptica de líneas de transmisión eléctrica, dice
Viceministro Pedro Gamio Aita: PUEBLOS MÁS ALEJADOS
CONTARÁN CON TELEFONÍA, INTERNET Y MULTIMEDIA
Mejora de contrato con Red Eléctrica del Perú permitirá también reducir
tarifas en servicios de telecomunicaciones
El Viceministro de Energía, doctor Pedro Gamio Aita, dijo que es fundamental
aprovechar la fibra óptica que hay en las líneas de transmisión eléctrica para
lograr que haya cabinas multimedia, internet y telefonía en los pueblos del interior
del país.
“Para el Ministerio de Energía y Minas, y el Ministro Juan Valdivia en eso ha sido
muy claro, es muy importante cambiar el rostro del país, haciendo que la actividad
minero-energética lleve a tantos pueblos alejados del Perú las comodidades y el
confort del siglo XXI”, aseveró.
Fue al hablar durante la suscripción del documento que mejora significativamente
el contrato suscrito por el Estado con Red Eléctrica del Perú (REP), al permitir que
todas las líneas de transmisión que hay a lo largo y ancho del país y que son
materia de operación por parte de esa empresa, puedan ponerse a disposición del
sistema de telecomunicaciones por vía tanto telefónica, como para la instalación
de internet en tantos pueblos alejados del país.
Éste es solamente un paso en el camino, los siguientes pasos van a ser las
distintas obras e inauguraciones de la conexión a tantos pueblos del Perú que
reclaman hoy, en el siglo XXI, tener comunicación telefónica y sobre todo, algo
muy importante, el acceso a una cabina multimedia, expresó.
De tal manera, dijo, que las deficiencias que tiene la educación peruana y que son
manifestadas a lo largo de tantos diagnósticos, puedan ser de alguna forma
mitigadas, suplidas por esa herramienta moderna que es el internet y un canal de
92
educación que puede ser accesible a tantos pueblos alejados del Perú, si es que
le sacamos el jugo a esta maravilla de la tecnología que es la fibra óptica.
La suscripción del documento se efectuó en el despacho del Viceministro de
Energía y contó asimismo, con la presencia de la Viceministra de Comunicaciones
del Ministerio de Transportes y Comunicaciones, doctora Cayetana Aljovín, quien
dijo que la mejora del contrato con REP favorecerá la competencia en la
transmisión de datos a nivel nacional, determinado reducciones tarifarias que
beneficiarán a los usuarios de los servicios de telecomunicaciones.
Como se ha indicado, el documento suscrito entre el Ministerio de Energía y Minas
y la empresa Red Eléctrica del Perú (REP) mejora el Contrato de Concesión de
los Sistemas de Transmisión ETECÉN-ETESUR. Esta inversión contribuirá al
posicionamiento del Perú como plataforma tecnológica y logística en el futuro,
aumentando su competitividad en la región.
Un aspecto relevante es que dicha empresa otorgará en favor del Estado y sin
costo alguno, el 20% de toda la capacidad instalada en las fibras ópticas, la cual
podrá ser utilizada por el Estado para que las entidades públicas puedan estar
conectadas a nivel nacional.
De este modo, se les facilitará la realización de actividades sociales de
prevención, desarrollo e inversión social en educación, salud, defensa nacional,
seguridad interna, así como para asistir en situaciones de desastres y/o
emergencias declaradas en las localidades donde lleguen las telecomunicaciones
del concesionario. La administración de esta capacidad estará a cargo del
Ministerio de Transportes y Comunicaciones.
El proyecto de instalación de fibra óptica se concretará en dos etapas, la primera
de las cuales comprende la instalación desde Tumbes hasta Lima y la segunda
cubrirá la zona sur del país, desde Lima a Tacna.
San Borja, 17 de octubre de 2007
OFICINA DE PRENSA
93
MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Uso eficiente de recursos energéticos mejora economía de hogares y eleva
calidad de vida
DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD PROMUEVE CELEBRACIÓN DEL
DÍA NACIONAL DEL AHORRO DE ENERGÍA
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene entre sus objetivos, promover el uso
racional y eficiente de los recursos energéticos del país, con el fin de incrementar
su nivel de competitividad, para propiciar el desarrollo sostenible nacional y elevar
la calidad de vida de la población.
El MEM viene desarrollando diversas actividades con la finalidad de promover el
uso eficiente de la energía en el país e incrementar su nivel de competitividad,
propiciando el desarrollo sostenible y el mejoramiento de la calidad de vida de la
población, obteniendo entre otros beneficios el reducir los gastos de energía en
las familias y en las empresas del país, reducir el impacto del consumo de energía
sobre el ambiente, y mejorar la calidad del aire que respiramos, reduciendo la
contaminación y los daños sobre la salud.
Desde su página web (www.minem.gob.pe/electricidad), el Ministerio viene
orientando en forma práctica a la población con la difusión de guías sobre
eficiencia energética, como “Calcule su Consumo Eléctrico Domiciliario”, el “Uso
Racional de la Energía para Capacitadores”, entre otras, de gran utilidad para
orientar a los hogares peruanos sobre cómo ahorrar energía y mejorar sus
economías.
Asimismo, el MEM continúa coordinando con otros Sectores y Entidades Públicas
y Privadas el desarrollo de actividades sobre el Uso Eficiente de la Energía, como
es el caso de la vigencia del Convenio Interinstitucional con el Ministerio de
Educación. Uno de los objetivos inmediatos del Ministerio de Energía y Minas en
este campo es la realización de acciones conjuntas de capacitación en los temas
del Uso Eficiente de la Energía y Seguridad Eléctrica, en toda la comunidad
educativa. En la Cláusula Décima Primera del Convenio, ambas partes acordaron
ratificar dentro del Calendario Cívico Escolar “El Día Nacional del Ahorro de la
Energía”, el 21 de octubre de cada año.
94
De esta forma, el Ministerio de Energía y Minas promueve la celebración en forma
práctica cada 21 de octubre, el “Día Nacional del Ahorro de Energía”, a la
comunidad educativa en particular, y a toda la población en general.
San Borja, 19 de octubre de 2007
OFICINA DE PRENSA
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
GOBIERNO REGLAMENTA LEY PARA PROMOVER USO EFICIENTE DE LA
ENERGIA
• PERMITE ASEGURAR EL SUMINISTRO DE ENERGIA, PROTEGER AL
CONSUMIR Y REDUCIR EL IMPACTO AMBIENTAL
• CREARAN PREMIOS NACIONALES DE USO EFICIENTE DE ENERGIA
Con la publicación hoy del Decreto Supremo No. 053-2007-EM, mediante el cual
se aprueba el Reglamento de la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la
Energía, el Gobierno dio el paso final para la ejecución de la Ley No. 27345 - Ley
de Promoción del Uso Eficiente de la Energía, que declara de interés nacional la
promoción del Uso Eficiente de la Energía y que fuera publicada el 8 de Setiembre
del 2000.
La norma tiene por objeto reglamentar las disposiciones para promover el uso
eficiente de la energía en el país contenidas en la Ley 27345, que contribuye a
asegurar el suministro de energía, mejorar la competitividad del país, generar
saldos exportables de energéticos, reducir el impacto ambiental, proteger al
consumidor y fortalecer en la población la toma de conciencia sobre la importancia
del Uso Eficiente de la Energía.
Se entiende como Uso Eficiente de la Energía la utilización de los energéticos en
las diferentes actividades económicas y de servicios, mediante el empleo de
equipos y tecnologías con mayores rendimientos energéticos y buenas prácticas y
hábitos de consumo.
95
La nueva disposición establece Programas Sectoriales de Uso Eficiente de la
Energía e indica que en el Sector Residencial promoverá actividades para mejorar
los hábitos de consumo y el uso de equipos eficientes, mediante la divulgación de
la información correspondiente; evaluará anualmente el resultado de la
modificación de los hábitos de consumo a través de encuestas y resultados
estadísticos de consumo por segmentos y realizará periódicamente campañas
publicitarias, informativas y demostrativas para sensibilizar y concienciar a la
población.
Asimismo, promoverá la creación de mecanismos financieros para la sustitución
de equipos de baja eficiencia energética y promoverá el uso de tecnologías más
apropiadas en áreas aisladas y remotas, e impulsará programas de sustitución de
fuentes de energía de baja eficiencia, en coordinación con las Regiones.
Indica que el Sector Público aprueba los criterios para la elaboración de auditorias
energéticas que deberán realizar las entidades públicas cuya facturación mensual
por consumo de energía eléctrica sea mayor de 4 Unidades Impositivas
Tributarias (UIT). Las entidades de dicho sector utilizarán equipos eficientes que
cumplan características técnicas determinadas por el MEM. En los departamentos
donde se cuente con disponibilidad de Gas Natural Vehicular (GNV), los vehículos
del sector público deberán ser convertidos para el uso exclusivo o dual con GNV
en función de las necesidades operativas de cada entidad.
Elabora igualmente indicadores de consumo de energía para que sirvan de
orientación para el uso eficiente de la energía, y coordina con el Ministerio de
Vivienda, Construcción y Saneamiento la incorporación de criterios de uso
eficiente de la energía en el Reglamento Nacional de Indicadores, de acuerdo a
las zonas geográficas y climatológicas del país.
SECTOR TRANSPORTE
El MEM, en coordinación con los sectores correspondientes impulsa programas de
orientación y capacitación para el uso eficiente de la energía en los medios de
transporte; promueve la capacitación y actualización en temas de conducción y
uso eficiente de motores y combustibles a los conductores de servicio de taxis,
transporte público y de carga en general, así como para el establecimiento de
talleres; y, por otra parte, promueve y coordina con la autoridad sectorial
96
competente, acciones para optimizar el uso de la energía a través de sistemas de
gestión de tráficos.
De la misma manera, elabora, en coordinación con los Gobiernos Regionales, el
Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía y el Inventario Nacional del
Potencial de Recursos Energéticos, sobre la base de la información proporcionada
por cada Gobierno Regional.
PREMIOS A LA EFICIENCIA
Asimismo, en coordinación con los Gobiernos Regionales, establece acciones
para replicar en el país proyectos y experiencias exitosas y promueve la
cooperación y generación distribuida, como herramientas para el uso eficiente de
la energía. Anualmente, participa y auspicia un concurso para la obtención de los
Premios Nacionales de Uso Eficiente de la Energía, que serán entregados
anualmente a personas naturales y jurídicas de los sectores público y privado que
hayan desarrollado campañas o programas de eficiencia.
Paralelamente, se instituye el 21 de Octubre de cada año como el “Día Nacional
del
Ahorro de Energía”.
También, se precisa que en coordinación con INDECOPI, el MEM establecerá
requisitos para la certificación de personas naturales o jurídicas como consultores
en eficiencia energética o Empresas de Servicios Energéticos (EMSEs); y en un
plazo de seis meses, el MEM pondrá en servicio el Sistema Interactivo de Uso
Eficiente de la Energía.
Lima, 24 de Octubre del 2007.
OFICINA DE PRENSA
97
MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Producción de electricidad fue de 2 303 GW.h, superando en 8,5% a la del
2006. 37,7% DE ENERGÍA ELÉCTRICA SE GENERÓ CON GAS NATURAL EN
SEPTIEMBRE
En septiembre del presente año, la producción mensual del mercado eléctrico fue
de 2 303 Giga watts hora (GW.h), superando en 8,5% a la del mismo mes del año
anterior y en 31,5% a la del año 2003 en idéntico mes, según informó la Dirección
General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.
Asimismo, dio a conocer que la máxima demanda del Sistema Interconectado
Nacional (SEIN) en el indicado mes fue de 3 759 Mega watts, registrada el 13 de
septiembre a las 19:00 horas, cifra que representó un incremento de 11% con
relación a similar mes del 2006.
En esta oportunidad, la contribución del gas natural para la generación de energía
eléctrica fue del orden del 37,7%, en tanto que la hidroenergía lo hizo con el
59,8%, manteniendo el liderazgo en este campo. El diesel - residual contribuyó
con el 2,9% y el carbón con el 3,6%.
La DGE precisa también que, en armonía con los citados porcentajes, la
producción de energía eléctrica con gas natural en el mes de septiembre fue de
750,3 GW.h, aumentando en 69,8% con relación al mismo mes del año 2006.
Ello guarda relación con el consumo de gas natural para tal finalidad, que en el
mes indicado fue de 195,7 millones de metros cúbicos, observándose un
incremento de 44,5% respecto del mismo periodo del año anterior.
Finalmente, al examinarse la producción de energía por empresas, las cifras
indican que la de Edegel ha sido de 596 359,2 Mega watts hora (MW.h), con un
incremento de 42%; y la de Electroperú fue de 596 150,9 MW.h, con una
disminución de 2%. Energía del Sur S.A. ha registrado, asimismo, una producción
de 389 780,9 MW.h.
San Borja, 06 de noviembre de 2007
OFICINA DE PRENSA
98
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
MEM Y MUNICIPALIDAD SUSCRIBEN CONVENIO ELECTRICIDAD PARA
OTROS CUATRO MIL HABITANTES LLEGARA A CHIMBOTE
El Ministerio de Energía y Minas financiará, hasta por un monto de tres millones
585 mil 803.42 nuevos soles, la ampliación de los sistemas de electrificación de
diversas localidades y asentamientos humanos de la provincia de Santa, del
departamento de Ancash, en beneficio de más de cuatro mil habitantes.
Para este efecto, el Ministerio, representado por su titular, arquitecto Juan Valdivia
Romero, y la Municipalidad Distrital de Santa, representada por su Alcalde,
Eugenio Jara Acosta, suscribieron un convenio de financiamiento para la
ejecución de cuatro proyectos de electrificación rural.
De esta manera, el Ministerio encarga a la Municipalidad la ejecución de los
Proyectos de Ampliación de los Sistemas de Electrificación de los Asentamientos
Humanos San Luis, Santa Rosa y San Miguel y de la Avenida Los Jardines, del
distrito de Santa Rosa; y de las localidades de La Molina, Teresa de Calcuta, San
Carlos Bajo, El Rami y El Progreso, del mismo distrito.
Asimismo, de los Proyectos de Ampliación del Sistema de Electrificación del
Centro Poblado San Juan de los Vinzos Sector 1 y Asentamiento Humano El
Arenal del distrito de Santa y de Electrificación del Centro poblado Bajo Canal,
Asentamiento Humano Santacruz y Asentamiento Humano Cailan, de Santa.
Mediante el convenio, el Ministerio se obliga también a gestionar la concesión
eléctrica rural, transferir los recursos para el pago de los adelantos y
valorizaciones por avance de los proyectos y a transferir la obra a Hidrandina, de
acuerdo con la Ley General de Electrificación Rural.
Lo propio hace la Municipalidad en cuanto se refiere a la realización de los
procesos de selección para la ejecución de los proyectos, cumplir con las normas
del Sistema Nacional de Inversión Pública y a administrar los contratos
correspondientes para la ejecución de los proyectos.
Lima, 8 de Noviembre del 2007.
OFICINA DE PRENSA
99
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS
FIRMA DE CONVENIO CONTO CON PRESENCIA DEL PREMIER CIENTO
TRES CENTROS POBLADOS MAS SERAN DOTADOS DE ENERGIA
ELECTRICA. MINISTRO DE ENERGIA Y MINAS DESTACA ALCANCES DEL
PROYECTO A EJECUTARSE EN REGIONES DE PASCO Y JUNIN
Con la presencia del Presidente del Consejo de Ministros, doctor Jorge del
Castillo, el Ministro de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, el
Presidente de Distriluz, Genaro Vásquez y el Presidente de FONER, Ing. Pedro
Villa , suscribieron hoy un convenio mediante el cual otras 103 localidades de los
departamentos de Pasco y Junín, que en conjunto cuentan con más de 21 mil
pobladores que ocupan 4,335 viviendas, dispondrán muy pronto de un servicio
eléctrico eficiente y continuo.
Durante el acto, el titular de Energía y Minas recordó que el Gobierno se ha fijado
la meta de electrificación del país, del 78 por ciento en que fue encontrado al
asumir el mando el Presidente Alan García, al 90 por ciento al culminar su
gestión. Y, en este objetivo, demandó un mayor esfuerzo de todos quienes están
comprometidos en el tema, para que la mayoría de peruanos cuente con energía
eléctrica para su desarrollo y bienestar, en el área rural, donde está asentada la
población más pobre del país.
El convenio fue firmado como resultado de la Selección de Proyectos de la
Primera Ronda de Fondos Concursables.
Se trata de los Pequeños Sistemas Eléctricos (PSE) Yurinaqui I Etapa Ramal 3 y
Huancabamba - Paucartambo, ubicados en las Regiones de Junín y Pasco,
respectivamente.
El PSE Yurinaqui, ubicado en los distritos de Perené y Pichanaki, de la provincia
de Chanchamayo, proveerá de energía eléctrica, a través de 2,147 conexiones, a
53 centros poblados, que cuentan con una población de 10,500 habitantes.
El costo total de la inversión para la ejecución del proyecto asciende a
2’956,528.15 millones de dólares, de los cuales 2’830,550.15 corresponden al
costo de la obra y 125,978.00 al costo de la supervisión y estudios. El subsidio del
100
FONER-MEM asciende a 1’804,724.41 dólares y el aporte de Electrocentro S.A. a
1’151,803.74 dólares.
La iniciación de las obras está prevista para el presente mes y su puesta en
servicio para Agosto del próximo año.
Por su parte, el PSE Huancabamba - Paucartambo, ubicado en los distritos de
Huancabamba, Paucartambo y Oxapampa, beneficiará a 10,735 habitantes de 50
centros poblados a través de 2,188 conexiones.
El costo de inversión del proyecto asciende a 2’612,237.40 dólares, de los cuales
2’529,538.02 corresponden al costo de la obra y 82,699.38 a la supervisión y
estudios. El subsidio del FONER-MEM asciende a 1’893,323.33 y el aporte de
Electrocentro a 718,914.07 dólares.
El plazo de ejecución del proyecto es de 270 días. La fecha de iniciación está
prevista para el presente mes y su puesta en servicio para el mes de Agosto del
próximo año.
Lima, 8 de Noviembre del 2007.
OFICINA DE PRENSA
MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS
Ministro Valdivia: Ahorro con el gas natural es de 70% por galón de gasolina
y de 50% en el caso del diesel.
PORTAFOLIO DE PROYECTOS PERMITIRÁ ATENDER DEMANDA INTERNA
DE ELECTRICIDAD Y EXPORTAR
En este mes, estamos muy activos en la generación hidráulica y acabamos de
sacar un portafolio de proyectos para ofrecer al sector privado, dijo hoy el Ministro
de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, indicando que ellos
generarían hasta siete mil mega watts (MW).
Vamos a pedir a la Comisión de Presupuesto que nos autorice para utilizar
recursos propios con la finalidad de financiar los estudios de factibilidad de estos
proyectos, y ganar así el interés de los inversionistas de nivel internacional,
101
pensando no solamente en atender el mercado nacional, sino también en
abastecer de energía a nuestros vecinos, como Brasil y Ecuador, añadió.
Asimismo, el Ministro Valdivia informó que en los últimos días, ha recibido en su
despacho la visita de empresarios australianos que están muy interesados en
invertir en el Perú no solamente en minería, sino también en petróleo y en
electricidad.
Las líneas de transmisión que estamos licitando a través de Proinversión ha hecho
que inversionistas españoles, italianos, brasileros instalen oficinas en Lima,
añadió.
Entonces, aseveró, el movimiento es grande, hay interés por invertir en el Perú
porque les garantiza estabilidad jurídica y tributaria, pero tenemos que estar
acompañando esta inversión, que es importante para nuestro desarrollo, sobre
todo para combatir la extrema pobreza.
Nosotros nos hemos fijado una meta, que es reducir de 50 a 30% la pobreza en el
país, 20 puntos en este quinquenio, pero para eso se necesita inversión, porque
con palabras no lo vamos a lograr, anotó.
El arquitecto Valdivia aseguró más adelante que “estamos muy interesados en el
cambio de la matriz energética, porque se tiene que cambiar a un combustible
más limpio y más barato, como es el caso del gas natural”, señalando que esta
conversión puede ser mayor a los 20 mil autos, si es que los consumidores
entienden que convertirse al gas natural es ahorrar, en el caso de la gasolina,
cerca del 70% por galón, y en el caso del diesel, cerca del 50%.
El Ministro informó que dos empresas están trabajando para instalar plantas de
compresión de gas y licuefacción, lo que permitirá el próximo año llegar a todo el
país, hasta que se construyan los ductos regionales.
San Borja, 15 de noviembre de 2007
OFICINA DE PRENSA
102
Empresas de distribución eléctrica del Estado cubrirán 100% de su territorio en 18 meses
(Fuente: Andina, Fecha: 29/12/2007)
El presidente de la República, Alan García, planteó hoy a las empresas de
distribución eléctrica del Estado, que se fijen la meta de atender el 100 por ciento
de los territorios donde tienen sus respectivas concesiones en los próximos 18
meses, ya que así se llevará el servicio a las comunidades más pobres.
“Alcanzar este 100 por ciento (de electrificación) requiere 507 millones de nuevos
soles para beneficiar a un millón 200 mil personas, creo que es un objetivo claro
que debemos buscar y saber cómo llegar al mismo”, dijo al finalizar su reunión con
los representantes de 12 empresas eléctricas estatales en Palacio de Gobierno.
Señaló que en el Perú existen 910 distritos de extrema pobreza, que tienen
poblaciones de mil personas cada uno, y es a esas zonas a donde debe
extenderse el servicio eléctrico.
Indicó que se requiere dinero para alcanzar esos 507 millones de soles, y que ya
el presidente del Organismo Supervisor de la Inversión Privada en Energía y
Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, tomó la iniciativa de disponer un fondo de
100 millones de soles para destinarlo a las obras de electrificación.
“Pero necesitamos que la ley cambie para ser utilizado (el fondo) y bajo su
supervisión, por eso primero necesitamos ya un proyecto de ley para que ese
fondo del Osinergmin pueda servir al objetivo de hacer las obras en las zonas
concesionadas por las empresas eléctricas del Estado”, refirió.
Agregó que una segunda medida que se adoptará será que el Ministerio de
Energía y Minas (MEM) pueda aportar recursos durante los próximos 18 meses,
para alcanzar la meta de electrificación.
En ese sentido, adelantó que el Consejo de Ministros aprobará un proyecto de ley,
que luego enviará al Congreso de la República, para permitir que el ministerio
103
pueda realizar de forma más directa, diversas obras de electrificación dentro de
las zonas concesionadas a las empresas eléctricas del Estado.
También dispuso que el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad
Empresarial del Estado (Fonafe) establezca el total de utilidades que tienen las
empresas de distribución eléctrica del Estado y que podrían ser destinadas a la
ejecución de obras.
“En cuarto lugar, vamos a pedir a cada uno de los presidentes de empresas de
distribución, y también al Fonafe, que tomen contacto con los presidentes
regionales, y de gobiernos locales, porque hay muchos que tienen canon y por
problemas en cuanto a ejecución de proyectos no pueden usarlo”, comentó,
Explicó que los técnicos de las empresas podrían asesorar a los gobiernos
regionales y locales en la elaboración de proyectos de electrificación, a cambio de
que destinen recursos para su cofinanciamiento.
“Creo que con todas esas fuentes (de recursos) del Osinergmin, el Estado, las
empresas y los gobiernos regionales y locales podemos obtener estos 507
millones y cumplir la electrificación del 100 por ciento de las zonas concesionadas
por las empresas estatales”, dijo.
Sin embargo, aclaró que electrificar el 100 por ciento de las áreas donde operan
las empresas eléctricas del Estado no significa que se vaya a electrificar todo el
Perú, aunque si permitirá que más del 80 por ciento del total del territorio pueda
contar con electricidad.
Asimismo, pidió al Fonafe que elabore un documento con las facilidades que se
requieren en el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), para agilizar las
obras públicas de electrificación y concretarlas mediante decretos supremos o
proyectos de ley.
El Jefe del Estado también estableció que las empresas que tengan mayor
capacidad de financiamiento puedan realizar operaciones de titulación para que
puedan conseguir financiamiento, aunque para ello pidió al Congreso que apruebe
el proyecto de ley que envió el Poder Ejecutivo para permitir dicha posibilidad.
104
“También debemos señalar al Consucode para que diga qué necesita para frenar
la cadena de impugnaciones que retrasan todos los proyectos (de las empresas
estatales), esa es una manía dolosa y fraudulenta, hay unos profesionales de la
impugnación en el Perú y necesitamos terminar con eso”, remarcó.
“Creo que si cumplimos todos estos temas, yo estoy seguro que podemos
señalarnos como meta que en 12 ó 18 meses se llegue al 100 por ciento de
electrificación en las zonas concesionadas a empresas de distribución eléctrica del
Estado”, refirió.
Maple Energy incrementará participación en Aguaytía Energy con inversión
de US$ 5 millones
(Fuente: Andina, Fecha: 27/12/2007)
La estadounidense Maple Energy anunció hoy que incrementará su participación
en Aguaytía Energy, que opera en el Perú en hidrocarburos y electricidad, al
adquirir el 3.1 por ciento de sus acciones a un fondo administrado por Conduit
Capital Partners por cinco millones de dólares.
De esta manera, Maple Energy incrementará su participación en Aguaytía Energy
hasta el 17.4 por ciento del total cuando la operación se concrete.
La empresa también informó que de los cinco millones de dólares que pagará al
citado fondo 2.6 millones se abonarán en efectivo mientras que los restantes 2.4
millones se abonarán mediante un pagaré con vencimiento en junio del 2008.
El presidente de Maple Energy, Jack Hanks, señaló que Aguaytía Energy es un
importante componente de su estrategia para desarrollar a Maple Energy como un
proveedor integrado de energía en el mercado peruano.
Maple Energy lista en la Bolsa de Valores de Lima (BVL) desde el 21 de diciembre
último y en la Bolsa de Valores de Londres (AIM) desde el 13 de julio del presente
año.
105
Es una compañía de energía que se dedica a la exploración de hidrocarburos en
el Lote 31-E y a la producción de petróleo, gas natural y gas licuado de petróleo
(GLP) en los lotes 31-B y 31-D, todos en el departamento de Ucayali en el Perú.
También tiene en el país operaciones de refinación en Pucallpa (Ucayali),
comercialización y distribución de productos de hidrocarburos, así como una
planta de generación eléctrica a gas natural y líneas de transmisión con
hidrocarburos abastecidos del Lote 31-C que también opera.
Igualmente, desarrolla en el departamento de Piura un proyecto para producir
etanol con una inversión de 192.5 millones de dólares.
Robo de cables pone en peligro suministro de energía en el norte peruano,
alertan
(Fuente: Andina, Fecha: 29/11/2007)
Una banda especializada en los robos de cables de alta tensión desmantela las
líneas de transmisión de energía eléctrica en alta tensión que abastecen energía
al sistema interconectado nacional, afectando últimamente el norte peruano,
advirtió hoy la Red de Energía del Perú (REP).
La organización, concesionaria de las líneas de 220 mil voltios, ha detectado esta
modalidad de robo, además de alertar a las autoridades policiales y judiciales
sobre esta situación.
Detalló que el 25 y 30 de setiembre y el 28 de noviembre los postes de alta
tensión que llegan a Trujillo (La Libertad) transportando la energía eléctrica fueron
afectados por el robo sistemático de cables de alta tensión en las zonas de
Laredo, Virú y Rio Hondo.
Estas acciones, sumadas a otras como el robo de perfiles de torres eléctricas
dejaron pérdidas por más de 500 mil nuevos soles a las diversas empresas del
sector eléctrico que operan en el lugar.
106
Refirió que los facinerosos se desplazan de provincia en provincia, provocando
daños y afectando no solo la infraestructura eléctrica, sino también a los
ciudadanos, pues cortan el fluido eléctrico en diversas ciudades.
Adicionalmente, ponen en riesgo la vida de los pobladores de las comunidades
aledañas a las líneas de transmisión por donde pasan 220 mil voltios de energía
eléctrica y generan pérdidas económicas al Estado.
La REP invocó a las autoridades policiales y judiciales para que tomen las
medidas del caso y prevengan estos atentados al servicio público de electricidad.
Producción de energía eléctrica creció 9.7% en octubre
(Fuente: Andina, Fecha: 26/11/2007)
La producción mensual del mercado eléctrico en octubre fue de 2,433 gigavatios
hora (Gwh), superando en 9.7 por ciento a la del mismo mes del año 2006 y en
32.2 por ciento a la de octubre del año 2003, informó hoy el Ministerio de Energía
y Minas (MEM).
Según la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM, la máxima demanda
del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) fue de 3,811 Mw, registrada
el día 25 de octubre a las 19:00 horas.
Dicha cifra representó un incremento de diez por ciento respecto a la máxima
demanda del mismo mes del año 2006.
La contribución del gas natural para generación de energía en octubre fue de 32.3
por ciento (762 Gwh), la hidroenergía lo hizo con el 61.8 por ciento (1,457 Gwh), el
diesel y residual aportaron el 2.2 por ciento (51 Gwh) y el carbón el 3.8 por ciento
(90 Gwh).
La producción de energía eléctrica con gas natural en octubre aumentó en 52.3
por ciento con relación al mismo mes del año 2006 y su consumo para generación
alcanzó los 198.1 millones de metros cúbicos, 52.4 por ciento más.
La producción de Edegel en octubre fue de 625,084.5 Mwh, de Electroperú fue de
580,968.2 Mwh y de Enersur de 416,971.2 Mwh, entre las principales.
107
En últimos cinco años inversiones aumentaron en generación eléctrica pero
disminuyeron en transmisión
(Fuente: Andina, Fecha: 25/11/2007)
Las inversiones en el sector eléctrico han sido heterogéneas en los últimos cinco
años pues en generación pasaron de 108 millones de dólares en el año 2002 a
290 millones en el 2006; contrariamente, en transmisión pasaron de 62 millones a
17 millones en el mismo período, informó hoy la consultora Maximixe.
Explicó que ello ha conllevado a que las líneas de transmisión estén
congestionadas, principalmente en las regiones ubicadas en el norte y sur del
país, evidenciando así la necesidad de incentivar las inversiones en este
subsector.
Más aún, si se tiene en cuenta que en los últimos cinco años el mercado eléctrico
ha crecido significativamente, tanto en generación como en ventas avanzando a
una tasa promedio anual de 5.7 y 6.2 por ciento, respectivamente.
En el mediano plazo Maximixe espera que los problemas de transmisión sean
mitigados, por un lado, se vienen reforzando las líneas en la zona norte, estando
aún pendientes las del sur para lo cual se subastará la línea Mantaro - Montalvo
que trasladará lo generado en el centro hacia el sur del país.
Asimismo, en febrero del 2008 se entregarían en concesión las líneas de
transmisión que están siendo promovidas por la Agencia de Promoción de la
Inversión Privada (ProInversión) y estarían operativas a partir del cuarto trimestre
del 2009, mejorando el abastecimiento de electricidad hacia los clientes finales.
En tanto, se requiere modernizar el parque generador con la finalidad de reducir
su dependencia del petróleo y sus derivados, aprovechando el potencial
hidrológico y la disponibilidad a bajo costo del gas natural.
Se esperan inversiones en hidroeléctricas entre las que destacan la de
Electricidad Andina por 350 millones de dólares para la construcción de la central
Santa Rita (Ancash) y las dos centrales de la Empresa de Generación Eléctrica de
Arequipa (Egasa) en esa región.
Igualmente, las inversiones en centrales térmicas que resaltan son las de Endesa
con una planta de ciclo combinado de 500 Megavatios (Mw), Santa Rosa con una
de ciclo simple de 220 Mw y la de Westinghouse de 100 Mw, previéndose una
108
reducción significativa en la utilización de petróleo y sus derivados como insumos
para la generación.
Termoeléctricas menos eficientes podrán atender demanda en norte y sur de
Perú sin afectar tarifas en resto del país
(Fuente: Andina, Fecha: 25/11/2007)
El Poder Ejecutivo dictó hoy medidas extraordinarias para evitar que se
incrementen las tarifas eléctricas debido a que generadoras menos eficientes
están abasteciendo la mayor demanda en las zonas norte y sur del país ante la
congestión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que impide llevar
a esas zonas más energía barata producida con gas natural de Camisea.
Según un decreto de urgencia publicado hoy, el constante incremento de la
demanda de electricidad en el norte y sur del país no ha sido acompañado por
nueva oferta de generación en dichas zonas, habiéndose concentrado en la zona
central la nueva capacidad de generación que ha sido instalada en los años
recientes debido, en gran medida, a la disponibilidad del gas proveniente de
Camisea.
Asimismo, la capacidad de transmisión desde la zona centro del SEIN (donde
operan las termoeléctricas a gas natural) hacia las zonas norte y sur ha devenido
en insuficiente, situación que está en proceso de ser subsanada mediante la
implementación de los proyectos de transmisión correspondientes incluidos en el
Plan Transitorio de Transmisión, el mismo que incluye las instalaciones que
requieran ser desarrolladas antes del primero de enero del 2010.
Como consecuencia de estas circunstancias, se están produciendo congestiones
en algunas líneas de transmisión del SEIN, lo que obliga al Comité de Operación
Económica del Sistema (COES) a disponer el despacho de unidades de
generación térmica, ubicadas en el norte y sur, fuera del orden de mérito de
costos variables, con el fin de atender la demanda de electricidad en dichas
zonas, garantizando la seguridad de la operación del sistema.
Pero el mayor costo de operación de dichas unidades y su impacto en las tarifas
eléctricas en general pueden causar alteraciones en las diferentes actividades
económicas del país por el efecto multiplicador que tienen estas tarifas,
109
perdiéndose así la condición de eficiencia que debe acompañar a la actividad
eléctrica.
Por ello, en tanto no se apruebe un Procedimiento Técnico Ad Hoc que norme las
condiciones en que deben ser compensados y asignados los sobre costos en que
incurran los titulares de las unidades de generación que deban ser despachadas
fuera del orden de mérito (menos eficientes) para garantizar la seguridad de la
operación del sistema, es necesario que el COES aplique transitoriamente
medidas extraordinarias.
De esta manera, el Poder Ejecutivo estableció que cuando, por consideraciones
de congestión de instalaciones de transmisión, el COES deba despachar unidades
de generación fuera del orden de mérito de costos variables, tomando en cuenta
los criterios de optimización en la operación del SEIN, los costos variables de
dichas unidades no serán considerados par la determinación de costos marginales
de SEIN.
Los sobre costos en que incurran los titulares de dichas unidades serán
compensados conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico que para
estos efectos apruebe el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y
Minería (Osinergmin) a propuesta del COES, asignando el pago de tales sobre
costos a los generadores que realicen retiros netos positivos de energía durante el
período de congestión en las barras del susbsistema eléctrico afectado por dicha
congestión.
Tal asignación se efectuará en proporción a dichos retiros netos positivos.
Finalmente, estableció que cualquier deficiencia de la calidad del servicio eléctrico
relacionada estrictamente con la congestión de las instalaciones de transmisión no
será considerada para el pago de compensaciones determinadas conforme a lo
establecido en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.
Electricidad Andina invertirá US$ 350 millones en proyecto Hidroeléctrico
Santa Rita
(Fuente: Andina, Fecha: 20/11/2007)
La empresa Electricidad Andina invertirá 350 millones de dólares en la
construcción de la Central Hidroeléctrica Santa Rita de 255 megavatios (Mw)
110
ubicada en el departamento de Ancash, informó hoy el representante de la
empresa, José Miguel Morales.
Electricidad Andina es una empresa peruana especializada en la energía
hidroeléctrica y eólica y a la fecha cuenta con proyectos de energía en América
del Sur, con énfasis en el Perú.
El área del proyecto abarca el distrito Macate en la provincia de Santa, y en el
distrito Santa Rosa en la provincia de Pallasca, ambos ubicados en Ancash.
Mientras que el recorrido de la línea de transmisión, de 220 kilovatios (Kv), abarca
el distrito de Chao en la provincia de Virú (La Libertad).
Este proyecto generará 255 Mw de potencia instalada máxima debido al potencial
de las aguas y la morfología de la cuenca del río Santa", manifestó a la agencia
Andina.
Indicó que a la fecha la empresa se encuentra en el proceso de recibir las
propuestas de las compañías que deseen construir la segunda central
hidroeléctrica más potente del país, después de la central del Mantaro de
propiedad de Electroperú.
Esta etapa, que tendrá un período un poco complicado por las festividades
navideñas, demorará aproximadamente mes y medio, pasando luego a la entrega
de la buena pro, lo que durará un período similar. De esta manera, para fines de
marzo del 2008 se estaría iniciando la construcción del proyecto", explicó.
Detalló que según el cronograma, la central estaría terminada para el primer
semestre del 2011.
Precisó que estas inversiones están enmarcadas en el cumplimiento del Protocolo
de Kyoto, el cual contempla bonos para la reducción de las emisiones de bióxido
de carbono.
Esta hidroeléctrica reducirá en una cantidad importante las emisiones dañinas
pues la energía que se va a generar es más limpia", dijo Morales.
Cabe señalar que en octubre del 2006 la compañía firmó un acuerdo con la
inglesa Trading Emissions (TEP) para la construcción de la central Santa Rita.
El presidente de la República, Alan García, junto al ministro de Energía y Minas,
Juan Valdivia, recibieron hoy en Palacio de Gobierno a los representantes de la
empresa Electricidad Andina.
111
Empresas eléctricas en Perú ahora invierten US$ 500 millones anuales para
atender aumento de demanda
(Fuente: Andina, Fecha: 30/10/2007)
Las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica están invirtiendo
500 millones de dólares al año para poder atender el aumento de la demanda el
cual se registra principalmente en las provincias del Perú, informó hoy el gerente
general de Edelnor, Ignacio Blanco.
Manifestó que en el año 2003 se registró una crisis de inversión privada en el
sector pero luego de una serie de conversaciones entre las empresas privadas, el
Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Congreso de la República, se aprobaron
leyes y reformas que ayudaron a elevar los niveles de inversión.
"A la fecha la inversión ha aumentado a niveles de crecimiento promedio de 20
por ciento", dijo en el Foro Perú - Unión Europea "Una perspectiva del Perú,
América Latina y Europa", organizado por la Fundación Euroamérica.
Recordó que en el año 2003 se invirtieron 235 millones de dólares y ahora la
inversión está en 500 millones anuales.
Precisó que la demanda de electricidad está creciendo a tasas superiores de diez
por ciento aunque ahora son las provincias las que lideran los niveles de
crecimiento de la demanda.
Explicó que durante el primer semestre del año la demanda de electricidad en
Arequipa creció en 65 por ciento, Apurímac 44 por ciento, La Libertad 23 por
ciento, Huancavelica 20 por ciento y Tumbes 20 por ciento.
"Algunas de esas regiones son las más pobres del Perú y ya está empezando a
verse la descentralización y la electricidad es un parámetro bastante fiable que
nos indica que esto sí está ocurriendo", indicó.
Blanco agregó que si se excluye la atención a las grandes empresas, entonces la
demanda es liderada por las regiones de Tumbes, Ayacucho, Junín, Cajamarca,
San Martín y Madre de Dios.
Mientras que los distritos de clase media de Lima Metropolitana muestran un
crecimiento de tres a cuatro por ciento en su demanda pero los distritos
considerados "pobres" están creciendo a tasas de diez a 12 por ciento.
112
También señaló que el precio de la electricidad en el Perú ha bajado más de 30
por ciento en los últimos diez años debido a un esfuerzo conjunto del MEM, el
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y las
empresas.
"Cuando se privatizaron los servicios de electricidad habían 80 horas de
interrupción de electricidad al año y ahora está en alrededor de siete horas, eso
puede parecer mucho pero visto como continuidad del suministro se ve que el
99.9 por ciento del tiempo disponemos de servicio eléctrico", dijo.
Sin embargo, subrayó que la tarea pendiente en el Perú es aumentar la cobertura
de electricidad porque una cuarta parte de la población del Perú, es decir siete
millones de personas, no tienen el servicio de luz eléctrica, mientras que el 65 por
ciento de la gente que vive en el ámbito rural del Perú no tiene electricidad.
113
CUADROS
114
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 1
Sistema Eléctrico Interconectado
NacionalSistemas Aislados Total
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 3 411 533 98 568 3 510 100
ACTIVO NO CORRIENTE 22 333 297 369 370 22 702 666
Activo fijo 19 826 669 367 600 20 194 269
Otros activos no corrientes 2 506 628 1 770 2 508 397
TOTAL ACTIVO 25 744 830 467 938 26 212 768
PASIVO 11 277 355 31 742 11 309 097
PASIVO CORRIENTE 3 043 438 21 704 3 065 142
PASIVO NO CORRIENTE 8 233 917 10 038 8 243 954
PATRIMONIO NETO 14 467 475 436 196 14 903 671
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 25 744 830 467 938 26 212 768
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMAS
Al 31 de Diciembre 2007
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
115
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 2
Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional
Sistemas Aislados
Total
INGRESOS OPERATIVOS 9,285,911 196,194 9,482,105
GASTOS OPERATIVOS 6,964,211 190,507 7,154,718
UTILIDAD DE OPERACIÓN 2,321,700 5,686 2,327,386
OTROS INGRESOS, REI, PART. IMP. -913,551 317 -913,234
UTILIDAD NETA 1,408,149 6,004 1,414,153
GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 3,400,057 23,890 3,423,947
UTILIDAD DE OPERACIÓN 2,321,700 5,686 2,327,386
PROVISIONES DEL EJERCICIO 1,078,357 18,203 1,096,560
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR SISTEMA
Al 31 de Diciembre 2007
(EXPRESADO EN MILES DE NUEVOS SOLES)
116
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 3
Generación Transmisión Distribución Total
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE 2 068 369 227 139 1 214 593 3 510 101
ACTIVO NO CORRIENTE 13 720 417 1 926 618 7 055 631 22 702 667
Activo fijo 12 478 641 908 632 6 806 997 20 194 269
Otros activos no corrientes 1 241 776 1 017 986 248 634 2 508 397
TOTAL ACTIVO 15 788 786 2 153 757 8 270 224 26 212 768
PASIVO 6 752 858 1 184 595 3 371 644 11 309 097
PASIVO CORRIENTE 1 571 180 158 697 1 335 266 3 065 142
PASIVO NO CORRIENTE 5 181 679 1 025 898 2 036 378 8 243 955
PATRIMONIO NETO 9 035 928 969 163 4 898 580 14 903 671
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 788 786 2 153 757 8 270 224 26 212 768
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDAD
Al 31 de Diciembre 2007
(Expresado en Miles de Nuevos Soles)
117
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 4
Generación Transmisión Distribución Total
INGRESOS OPERATIVOS 4,622,233 390,361 4,469,511 9,482,105
GASTOS OPERATIVOS 3,242,423 187,151 3,725,144 7,154,718
UTILIDAD DE OPERACIÓN 1,379,810 203,210 744,367 2,327,386
OTROS INGRESOS (EGRESOS), REI, PART. IMP.(485,513) (102,209) (325,511) (913,234)
UTILIDAD NETA 894,297 101,001 418,855 1,414,153
GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 1,994,945 286,495 1,142,507 3,423,947
UTILIDAD DE OPERACIÓN 1,379,810 203,210 744,367 2,327,386
PROVISIONES DEL EJERCICIO 615,136 83,285 398,140 1,096,560
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR ACTIVIDAD
Al 31 de Diciembre 2007
(EXPRESADO EN MILES DE NUEVOS SOLES)
118
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5
Concepto Generadoras Transmisoras Distribuidoras TotalSistema Eléctrico Interconectado
Nacional
Sistemas Aislados
ACTIVO 15,788,786 2,153,757 8,270,224 26,212,768 25,744,830 467,938
ACTIVO CORRIENTE 2,068,369 227,139 1,214,593 3,510,101 3,411,533 98,568 Caja-bancos 1,116,032 117,211 238,253 1,471,497 1,464,301 7,196
Valores negociables 28,693 6,469 35,161 35,161
Ctas. por cobrar comerciales (Neto) 525,698 46,664 633,924 1,206,285 1,185,067 21,219
Cuentas por cobrar comerciales 568,063 46,664 703,529 1,318,256 1,293,936 24,319
Provisión cobranza dudosa 42,365 69,605 111,970 108,870 3,100
Otras cuentas por cobrar (Neto) 113,797 12,119 133,860 259,776 230,607 29,169
Otras cuentas por cobrar 151,816 13,065 141,719 306,600 276,933 29,667
Provisión cobranza dudosa 38,019 947 7,859 46,825 46,326 499
Cuentas por cobrar emp. del sector 457 6,756 7,214 7,183 31
Existencias 227,311 15,294 143,529 386,134 358,491 27,642
Gastos pagados por anticipado 85,074 7,159 51,801 144,034 130,723 13,311
ACTIVO NO CORRIENTE 13,720,417 1,926,618 7,055,631 22,702,667 22,333,297 369,370 Inversiones en valores 382,820 205 79,927 462,952 462,950 2
Cuentas por cobrar comerciales 1,981 20,673 6,869 29,523 29,253 271
Otras cuentas por cobrar 74,570 331 3,139 78,040 78,040
Cuentas por cobrar emp. del sector
Inmuebles, maq. y equipos (neto) 12,478,641 908,632 6,806,997 20,194,269 19,826,669 367,600
Inmuebles, maq. y equipos 20,381,998 1,200,780 11,226,762 32,809,539 32,346,799 462,740
Depreciación acumulada 7,903,357 292,148 4,419,765 12,615,270 12,520,130 95,140
Otros activos 782,405 996,777 158,700 1,937,882 1,936,385 1,497
PASIVO Y PATRIMONIO 15,788,786 2,153,757 8,270,224 26,212,768 25,744,830 467,938
PASIVO 6,752,858 1,184,595 3,371,644 11,309,097 11,277,355 31,742
PASIVO CORRIENTE 1,571,180 158,697 1,335,266 3,065,142 3,043,438 21,704 Sobregiros bancarios 301,947 301,947 301,947
Cuentas por pagar comerciales 340,457 21,734 374,803 736,994 727,255 9,739
Otras cuentas por pagar 561,530 39,714 313,585 914,830 908,397 6,433
Cuentas por pagar emp. del sector 29,786 91,736 121,521 121,496 25
Deuda a largo plazo (parte cte.) 573,261 95,586 211,043 879,890 874,384 5,506
Ganancias diferidas 2,713 243 1,524 4,480 4,480
Otros 63,433 1,419 40,628 105,480 105,480
PASIVO NO CORRIENTE 5,181,679 1,025,898 2,036,378 8,243,955 8,233,917 10,038 Deuda a largo plazo 3,049,760 847,896 1,135,466 5,033,122 5,023,235 9,887
Ctas. por pagar diversas no ctes. 663,216 466 107,059 770,742 770,742
Cuentas por pagar emp. del sector
Provisión beneficios sociales 1,146 14 7,092 8,251 8,100 151
Ganancias diferidas 50,364 7,132 1,198 58,693 58,693
Otros pasivos 1,417,192 170,390 785,564 2,373,146 2,373,146
PATRIMONIO NETO 9,035,928 969,163 4,898,580 14,903,671 14,467,475 436,196 Capital social 7,590,212 507,087 4,345,634 12,442,933 12,095,731 347,201
Capital adicional 120,658 291,201 464,935 876,795 724,954 151,841
Reservas 635,968 28,566 451,654 1,116,189 1,116,155 34
Resultados acumulados -205,208 41,308 -782,498 -946,398 -877,515 -68,883
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 894,297 101,001 418,855 1,414,153 1,408,149 6,004
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
BALANCE GENERAL RESUMIDO DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO
Al 31 de Diciembre 2007
(EXPRESADO EN MILES DE SOLES)
119
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes Electroperú Enersur San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva TotalACTIVO 295,643 37,855 4,758,616 272,745 990,058 571,490 1,490,030 2,448 170,029 1,052,912 3,407,628 1,701,328 543,434 85,818 91,678 317,075 15,788,786
ACTIVO CORRIENTE 43,880 1,294 227,126 126,845 222,200 49,266 373,901 384 28,350 61,841 387,981 352,528 90,768 30,394 7,728 63,884 2,068,369
Caja-Bancos 34,567 29,082 91,673 144,803 28,142 331,947 28 18,600 34,891 199,928 134,291 38,671 13,495 3,481 12,433 1,116,032
Valores Negociables
Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 7,084 1,294 100,673 25,341 41,123 7,935 30,884 148 1,547 23,269 135,177 104,156 19,457 8,778 1,897 16,935 525,698
Cuentas por Cobrar Comerciales 7,084 1,304 100,942 25,341 41,138 7,935 30,884 151 1,547 23,336 176,194 104,156 20,440 8,778 1,897 16,935 568,063
Provisión Cobranza Dudosa 11 269 16 3 67 41,017 983 42,365
Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 1,234 30,458 856 10,817 5,032 1,150 179 417 1,173 21,650 3,872 19,524 5,889 2,182 9,364 113,797
Otras Cuentas por Cobrar 1,234 34,385 856 10,921 5,067 1,150 179 417 1,192 55,583 3,872 19,524 5,889 2,182 9,364 151,816
Provisión Cobranza Dudosa 3,927 104 35 19 33,934 38,019
Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 457 457
Existencias 177 56,899 6,515 25,169 5,078 9,580 29 3,964 2,065 8,585 80,843 12,355 2,070 13,984 227,311
Gastos Pagados por Anticipado 818 9,558 2,460 289 3,080 340 3,822 443 22,642 29,366 761 161 169 11,168 85,074
ACTIVO NO CORRIENTE 251,763 36,562 4,531,490 145,900 767,858 522,224 1,116,129 2,064 141,678 991,071 3,019,647 1,348,800 452,666 55,424 83,950 253,191 13,720,417
Inversiones en Valores 2,055 229,884 93,517 57,333 2 30 382,820
Cuentas por Cobrar Comerciales 1,981 1,981
Otras Cuentas por Cobrar 481 30,317 37,331 6,442 74,570
Cuentas por Cobrar Emp. del Sector
Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 219,262 36,562 4,281,241 145,770 729,048 424,926 1,055,878 2,062 140,703 497,128 2,966,024 1,159,419 439,918 55,402 83,950 241,350 12,478,641
Inmuebles, Maq. y Equipos 359,287 58,423 5,895,669 250,661 1,482,798 617,009 1,843,463 4,432 302,097 582,430 6,304,922 1,542,530 537,739 152,167 109,302 339,069 20,381,998
Depreciación Acumulada 140,025 21,862 1,614,428 104,891 753,750 192,083 787,585 2,370 161,394 85,303 3,338,898 383,111 97,821 96,765 25,352 97,719 7,903,357
Otros Activos 29,966 20,366 130 6,512 3,781 2,918 976 493,943 16,263 189,382 12,748 22 5,400 782,405
PASIVO Y PATRIMONIO 295,643 37,855 4,758,616 272,745 990,058 571,490 1,490,030 2,448 170,029 1,052,912 3,407,628 1,701,328 543,434 85,818 91,678 317,075 15,788,786
PASIVO 128,887 2,505,428 120,042 121,680 12,441 733,867 1,284 18,158 415,060 1,310,156 976,924 211,821 16,453 41,098 139,562 6,752,858
PASIVO CORRIENTE 24,352 572,452 71,607 31,532 10,299 75,579 83 1,550 43,319 241,383 342,829 44,480 16,039 6,418 89,258 1,571,180
Sobregiros Bancarios
Cuentas por Pagar Comerciales 1,004 107,483 17,324 12,524 6,754 8,693 53 546 8,985 32,155 59,270 6,901 3,434 401 74,932 340,457
Otras Cuentas por Pagar 12,178 60,486 28,912 19,008 3,545 66,887 5 1,003 19,349 133,724 195,563 8,399 9,893 398 2,180 561,530
Cuentas por Pagar Emp. del Sector 580 25 29,180 29,786
Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 11,170 365,841 14,985 75,503 87,996 5,619 12,146 573,261
Ganancias Diferidas 2,713 2,713
Otros 38,062 25,371 63,433
PASIVO NO CORRIENTE 104,535 1,932,975 48,435 90,148 2,141 658,287 1,201 16,608 371,741 1,068,773 634,095 167,340 414 34,680 50,304 5,181,679
Deuda a Largo Plazo 69,169 974,735 23,470 402 489,973 1,201 311,148 498,266 443,734 152,680 34,680 50,304 3,049,760
Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 74,669 13,902 570,292 4,353 663,216
Cuentas por Pagar Emp. del Sector
Provisión Beneficios Sociales 80 224 215 213 414 1,146
Ganancias Diferidas 35,367 14,997 50,364
Otros Pasivos 958,240 24,965 2,141 168,090 16,608 46,691 185,795 14,661 1,417,192
PATRIMONIO NETO 166,755 37,855 2,253,189 152,703 868,378 559,049 756,163 1,164 151,870 637,852 2,097,472 724,404 331,613 69,365 50,581 177,513 9,035,928
Capital Social 149,270 113,373 2,068,917 81,553 807,197 492,682 587,343 1,716 185,546 547,182 1,778,357 246,741 285,545 62,645 44,220 137,927 7,590,212
Capital Adicional 1 3,714 2,671 18 6,767 10 19,429 -58,476 124,773 21,752 120,658
Reservas 1,869 103,064 16,311 18,781 21,248 38,453 3,598 24,151 207,646 194,956 5,864 28 635,968
Resultados Acumulados 1 -74,360 -106,309 -21,023 18,654 -14,900 -609 -58,058 7,545 16,091 -28,103 -6,441 62,305 -205,208
UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 15,615 -1,158 183,803 73,191 42,382 19,698 145,267 48 1,355 58,974 153,854 186,038 18,453 13,162 6,333 -22,718 894,297
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
BALANCE GENERAL EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
120
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5Página 2
Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro Rep Total
ACTIVO 243,414 158,240 209,423 425,227 1,117,454 2,153,757
ACTIVO CORRIENTE 25,589 15,560 43,581 46,453 95,955 227,139
Caja-Bancos 5,173 11,673 8,440 37,581 54,344 117,211
Valores Negociables 28,693 28,693
Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 12,585 2,523 3,391 7,330 20,835 46,664
Cuentas por Cobrar Comerciales 12,585 2,523 3,391 7,330 20,835 46,664
Provisión Cobranza Dudosa
Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 781 36 1,837 1,423 8,042 12,119
Otras Cuentas por Cobrar 781 983 1,837 1,423 8,042 13,065
Provisión Cobranza Dudosa 947 947
Cuentas por Cobrar Emp. del Sector
Existencias 1,653 1,116 724 11,801 15,294
Gastos Pagados por Anticipado 5,397 212 496 120 933 7,159
ACTIVO NO CORRIENTE 217,824 142,680 165,842 378,774 1,021,499 1,926,618 Inversiones en Valores 205 205
Cuentas por Cobrar Comerciales 20,673 20,673
Otras Cuentas por Cobrar 331 331
Cuentas por Cobrar Emp. del Sector
Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 216,931 142,350 165,637 357,009 26,705 908,632
Inmuebles, Maq. y Equipos 288,617 172,897 218,346 471,552 49,368 1,200,780
Depreciación Acumulada 71,686 30,547 52,709 114,543 22,664 292,148
Otros Activos 562 330 1,091 994,794 996,777
PASIVO Y PATRIMONIO 243,414 158,240 209,423 425,227 1,117,454 2,153,757
PASIVO 37,008 85,141 137,270 285,708 639,468 1,184,595
PASIVO CORRIENTE 6,717 8,420 37,618 24,953 80,988 158,697
Sobregiros Bancarios
Cuentas por Pagar Comerciales 1,518 454 188 1,145 18,428 21,734
Otras Cuentas por Pagar 245 2,078 22,902 14,489 39,714
Cuentas por Pagar Emp. del Sector
Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 4,954 5,887 14,285 22,389 48,071 95,586
Ganancias Diferidas 243 243
Otros 1,419 1,419
PASIVO NO CORRIENTE 30,291 76,721 99,651 260,755 558,480 1,025,898
Deuda a Largo Plazo 23,140 76,573 82,619 198,789 466,775 847,896
Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 466 466
Cuentas por Pagar Emp. del Sector
Provisión Beneficios Sociales 5 9 14
Ganancias Diferidas 7,132 7,132
Otros Pasivos 19 143 17,024 61,966 91,239 170,390
PATRIMONIO NETO 206,406 73,099 72,154 139,519 477,986 969,163
Capital Social 199,207 64,587 55,153 117,518 70,622 507,087
Capital Adicional 233 11 290,958 291,201
Reservas 3,327 1,225 9,889 14,124 28,566
Resultados Acumulados 3,357 -3,854 7,264 -17,892 52,433 41,308
UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 3,841 8,805 8,501 30,004 49,849 101,001
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
BALANCE GENERAL EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
121
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 5Página 3
Descripción Coelvisa Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste ElectronorteElectro Oriente
Electro Puno ElectrosurElectro Sur
EsteElectro Sur
MedioElectro Ucayali
Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
ACTIVO 27,218 59,570 2,233,487 528,915 324,333 238,337 420,204 223,906 145,480 452,778 276,755 122,473 6,926 812,143 2,092,108 305,087 503 8,270,224
ACTIVO CORRIENTE 4,710 9,121 260,711 73,058 56,946 43,412 95,171 41,837 20,688 75,217 65,110 23,017 1,314 91,216 263,549 89,109 404 1,214,593
Caja-Bancos 395 483 16,605 10,418 8,967 6,939 7,076 21,328 6,286 42,420 28,975 2,097 14 13,509 32,513 40,148 78 238,253
Valores Negociables 6,469 6,469
Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 2,821 3,025 209,806 29,914 29,957 20,470 18,791 9,845 13,998 19,751 7,216 713 44,770 196,461 26,114 273 633,924
Cuentas por Cobrar Comerciales 2,821 3,927 229,142 31,372 41,360 25,138 21,759 10,483 14,293 30,653 9,272 811 44,770 199,435 38,000 293 703,529
Provisión Cobranza Dudosa 902 19,336 1,459 11,403 4,668 2,968 638 295 10,902 2,056 98 2,974 11,886 21 69,605
Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 246 5,036 16,543 19,438 2,337 1,891 28,971 3,910 1,062 4,903 7,621 991 18 19,914 14,756 6,225 133,860
Otras Cuentas por Cobrar 246 5,321 16,543 20,740 2,337 3,110 29,470 3,910 1,568 5,045 9,679 1,070 18 19,914 15,210 7,540 141,719
Provisión Cobranza Dudosa 285 1,301 1,219 499 506 142 2,057 79 454 1,316 7,859
Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 118 5,155 298 15 1,140 31 6,756
Existencias 607 389 16,077 5,880 7,068 4,561 27,486 6,933 3,190 9,871 7,964 8,467 105 11,864 16,430 16,615 22 143,529
Gastos Pagados por Anticipado 641 70 1,679 2,253 8,319 9,537 12,846 3,197 305 4,026 799 4,247 465 19 3,389 8 1 51,801
ACTIVO NO CORRIENTE 22,507 50,449 1,972,777 455,857 267,387 194,924 325,033 182,069 124,792 377,560 211,645 99,456 5,612 720,926 1,828,560 215,977 99 7,055,631
Inversiones en Valores 24 633 7,803 71,314 153 79,927
Cuentas por Cobrar Comerciales 119 3,446 588 261 271 5 2,172 5 6,869
Otras Cuentas por Cobrar 110 1,007 1,936 86 3,139
Cuentas por Cobrar Emp. del Sector
Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 22,334 45,281 1,945,725 428,139 232,551 175,040 323,265 178,394 121,268 372,368 194,770 99,451 5,612 697,808 1,749,654 215,237 99 6,806,997
Inmuebles, Maq. y Equipos 26,483 75,465 3,055,450 909,747 418,516 337,627 389,712 310,230 231,597 631,210 362,974 147,169 10,018 1,262,336 2,547,178 510,896 155 11,226,762
Depreciación Acumulada 4,149 30,184 1,109,725 481,607 185,964 162,588 66,446 131,836 110,329 258,842 168,203 47,718 4,406 564,527 797,524 295,659 56 4,419,765
Otros Activos 30 5,167 23,605 27,608 33,240 19,623 1,497 3,675 955 5,192 16,789 13,143 7,592 582 158,700
PASIVO Y PATRIMONIO 27,218 59,570 2,233,487 528,915 324,333 238,337 420,204 223,906 145,480 452,778 276,755 122,473 6,926 812,143 2,092,108 305,087 503 8,270,224
PASIVO 9,825 15,181 1,420,373 93,339 80,374 68,679 28,860 32,412 14,587 51,839 121,326 8,179 1,386 143,885 1,198,356 82,832 211 3,371,644
PASIVO CORRIENTE 1,843 10,613 473,579 77,370 61,842 54,619 20,458 24,649 11,219 47,767 54,599 8,179 952 113,877 347,089 26,400 210 1,335,266
Sobregiros Bancarios 52 232,043 12,111 24,521 11,588 15 21,618 301,947
Cuentas por Pagar Comerciales 1,430 5,555 107,637 45,893 21,072 17,401 8,936 3,479 4,611 34,249 17,563 6,056 556 45,927 37,532 16,712 194 374,803
Otras Cuentas por Pagar 361 1,128 62,100 17,664 9,266 18,731 6,283 20,816 3,167 13,518 18,499 2,124 129 32,692 99,369 7,722 16 313,585
Cuentas por Pagar Emp. del Sector 3,930 402 3,401 2,427 12,367 69,209 91,736
Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 30,000 1,301 3,582 4,473 5,239 3,441 18,522 267 1,273 140,979 1,966 211,043
Ganancias Diferidas 1,524 1,524
Otros 40,274 354 40,628
PASIVO NO CORRIENTE 7,982 4,568 946,794 15,969 18,531 14,059 8,402 7,763 3,368 4,072 66,727 434 30,008 851,267 56,432 1 2,036,378
Deuda a Largo Plazo 509,540 17,746 8,252 265 66,727 434 29,100 502,467 934 1,135,466
Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 7,962 1,541 2,993 9,106 785 13,958 6,840 2,074 3,894 2,406 55,499 107,059
Cuentas por Pagar Emp. del Sector
Provisión Beneficios Sociales 6,593 101 150 68 178 1 7,092
Ganancias Diferidas 20 270 908 1,198
Otros Pasivos 3,026 434,260 854 1,029 346,394 785,564
PATRIMONIO NETO 17,393 44,389 813,115 435,576 243,959 169,658 391,344 191,495 130,893 400,939 155,429 114,294 5,540 668,258 893,753 222,255 292 4,898,580
Capital Social 13,712 37,163 638,564 575,804 550,390 249,757 231,004 96,125 123,573 305,196 236,041 126,281 941 627,384 331,127 202,404 168 4,345,634
Capital Adicional 1,278 44,329 29,084 2,454 147,037 95,784 775 85,406 6,232 4,793 4,271 36,532 6,960 464,935
Reservas 563 133,188 357 1,363 494 1,321 911 4,667 307,023 1,734 34 451,654
Resultados Acumulados 1,869 6,351 -80,510 -209,944 -350,150 -93,092 6,596 -4,240 -71,680 -15,191 -510 -1,955 29,959 -782,498
UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 533 311 121,872 25,030 14,635 10,540 6,707 3,826 5,182 9,843 -10,253 -3,939 316 33,891 189,112 11,158 91 418,855
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
BALANCE GENERAL EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
122
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6
Concepto Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTALSistema Eléctrico Interconectado
Nacional
Sistemas Aislados
INGRESOS 4,622,233 390,361 4,469,511 9,482,105 9,285,911 196,194 Venta energía eléctrica al público 1,736,470 30,296 4,197,325 5,964,091 5,794,969 169,122
Venta energía precios en barra 2,294,923 18,621 2,313,544 2,290,219 23,325
Transferencia COES 393,347 393,347 393,347
Peajes y uso Instal. transmisión 76,678 331,658 17,695 426,031 426,031
Otros ingresos 120,815 28,407 235,870 385,092 381,345 3,747
COSTOS 3,242,423 187,151 3,725,144 7,154,718 6,964,211 190,507
Gastos de generación 2,866,278 199,653 3,065,931 2,922,773 143,158
Costos de transmisión 25,441 134,286 112,302 272,030 269,174 2,856
Gastos de distribución 8,338 18,398 2,945,886 2,972,622 2,954,199 18,424
Gastos de comercialización 145,964 242,425 388,389 375,509 12,881
Gastos generales y administrativos 196,401 34,467 224,878 455,746 442,557 13,189
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1,379,810 203,210 744,367 2,327,386 2,321,700 5,686
OTROS INGRESOS (EGRESOS) -17,323 -59,736 -91,282 -168,340 -168,718 378
Ingresos financieros 113,263 8,775 42,900 164,937 164,003 934
Gastos financieros -287,778 -65,443 -152,728 -505,950 -505,407 -542
Transf. corrientes D.S.065-87-EF
Otros ingresos (egresos) 65,332 142 28,388 93,861 93,275 586
Ingresos (egresos) de ej. anteriores 13,466 -13,194 272 871 -600
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1,362,487 143,474 653,085 2,159,046 2,152,982 6,064
Resultado exposición inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1,362,487 143,474 653,085 2,159,046 2,152,982 6,064
Particip. utilidad trabajadores 82,888 3,870 37,982 124,740 124,740
Impuesto a la renta 385,303 38,603 196,248 620,154 620,093 61
UTILIDAD NETA 894,297 101,001 418,855 1,414,153 1,408,149 6,004
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICO
Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
123
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa EgesurElectro Andes
Electroperú Enersur San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
INGRESOS 85,387 5,312 ######## 195,483 185,813 86,755 450,705 972 18,729 167,941 1,180,641 854,186 105,626 96,019 15,878 114,680 4,622,233
Venta Energía Eléctrica al Público 1,569 1,301 184,078 450,705 183 201,533 801,080 96,019 1,736,470
Venta Energía Precios en Barra 54,950 4,011 937,486 81,100 694 107,526 936,475 15,878 156,804 2,294,923
Transferencia COES 27,048 113,063 195,483 5,655 18,729 29,489 42,633 3,371 -42,125 393,347
Peajes y Uso Instal. Transmisión 1,820 7,489 30,926 36,121 322 76,678
Otros Ingresos 67 1,735 95 16,985 101,933 120,815
COSTOS 56,727 4,691 766,736 102,431 142,068 59,273 238,825 954 17,956 79,493 922,903 538,481 78,329 84,604 8,278 140,674 3,242,423
Gastos de Generación 47,116 3,149 714,518 87,544 134,149 51,598 203,868 561 13,843 50,145 867,573 390,937 72,568 81,208 6,827 140,674 2,866,278
Costos de Transmisión 2,124 570 12,198 1,234 878 197 2,856 5,385 25,441
Gastos de Distribución 712 163 7,463 8,338
Gastos de Comercialización 3,739 1,763 751 10,459 52 1,242 5,385 20,238 100,696 1,639 145,964
Gastos Generales y Administrativos 7,487 259 40,019 11,148 6,156 5,690 23,620 178 2,674 16,500 32,237 41,463 4,122 3,396 1,451 196,401
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 28,660 621 291,370 93,052 43,745 27,482 211,880 18 773 88,448 257,738 315,704 27,298 11,415 7,600 -25,994 1,379,810
OTROS INGRESOS (EGRESOS) -1,411 -1,779 -13,427 17,560 17,577 -404 -2,701 30 582 -8,240 3,976 -15,516 -8,845 1,747 -1,267 -5,204 -17,323
Ingresos Financieros 860 10 6,386 3,168 7,022 5,239 37,970 53 476 1,799 12,218 35,940 880 339 202 699 113,263
Gastos Financieros -7,841 -112,570 -2,965 -189 -66 -45,079 -8 -38 -24,657 -41,412 -36,218 -7,449 -153 -3,707 -5,428 -287,778
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF
Diferencia en Cambio 5,515 46,627 -443 -300 -5,891 -206 11,902 37,458 -26,463 830 2,369 6,999 78,396
Otros Ingresos (Egresos) 55 -1,789 46,130 17,800 9,286 625 4,407 -16 384 4,760 -18,387 11,225 -3,106 1,561 -131 -7,473 65,332
Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 1,757 -312 -34 -2,044 14,099 13,466
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 27,248 -1,158 277,943 110,612 61,322 27,078 209,179 48 1,355 80,208 261,714 300,188 18,453 13,162 6,333 -31,199 1,362,487
Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 27,248 -1,158 277,943 110,612 61,322 27,078 209,179 48 1,355 80,208 261,714 300,188 18,453 13,162 6,333 -31,199 1,362,487
Particip. Utilidad Trabajadores 1,736 14,904 5,567 2,827 1,102 10,161 4,099 16,099 26,393 82,888
Impuesto a la Renta 9,897 79,236 31,854 16,113 6,279 53,751 17,135 91,761 87,757 -8,480 385,303
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 15,615 -1,158 183,803 73,191 42,382 19,698 145,267 48 1,355 58,974 153,854 186,038 18,453 13,162 6,333 -22,718 894,297
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
124
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6Página 2
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro Rep Total
INGRESOS 23,717 30,716 37,943 83,776 214,209 390,361
Venta Energía Eléctrica al Público 30,296 30,296
Venta Energía Precios en Barra
Transferencia COES
Peajes y Uso Instal. Transmisión 23,717 35,087 83,137 189,717 331,658
Otros Ingresos 420 2,856 639 24,492 28,407
COSTOS 18,398 11,186 19,354 28,922 109,291 187,151
Gastos de Generación
Costos de Transmisión 9,519 15,719 23,010 86,037 134,286
Gastos de Distribución 18,398 18,398
Gastos de Comercialización
Gastos Generales y Administrativos 1,666 3,635 5,912 23,254 34,467
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 5,319 19,530 18,589 54,854 104,917 203,210
OTROS INGRESOS (EGRESOS) 170 -8,153 -6,372 -13,891 -31,490 -59,736
Ingresos Financieros 381 420 1,708 3,648 2,618 8,775
Gastos Financieros -2,334 -8,799 -8,214 -19,217 -26,880 -65,443
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF
Diferencia en Cambio 1,315 110 973 -5,607 -3,209
Otros Ingresos (Egresos) 808 225 24 706 -1,622 142
Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores
UTILIDAD ANTES DEL REI 5,489 11,377 12,217 40,963 73,427 143,474
Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 5,489 11,377 12,217 40,963 73,427 143,474
Particip. Utilidad Trabajadores 3,870 3,870
Impuesto a la Renta 1,648 2,571 3,716 10,960 19,708 38,603
UTILIDAD NETA 3,841 8,805 8,501 30,004 49,849 101,001
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
125
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 6Página 3
Descripción Coelvisa Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste ElectronorteElectro Oriente
Electro Puno ElectrosurElectro Sur Este
Electro Sur Medio
Electro Ucayali
Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
INGRESOS 15,934 22,033 1,349,470 210,952 191,087 150,487 183,727 63,410 70,000 137,062 133,256 57,033 3,855 324,830 1,368,437 185,611 2,328 4,469,511
Venta Energía Eléctrica al Público 14,988 21,048 1,247,165 202,025 177,326 141,691 161,528 53,006 67,254 122,260 127,647 55,261 3,855 303,523 1,319,355 177,140 2,254 4,197,325
Venta Energía Precios en Barra 18,621 18,621
Transferencia COES
Peajes y Uso Instal. Transmisión 5,998 5,226 6,470 17,695
Otros Ingresos 946 984 96,307 8,928 8,535 8,796 3,578 10,404 2,746 14,802 5,609 1,772 14,836 49,082 8,471 74 235,870
COSTOS 15,464 21,428 1,107,267 174,260 167,886 127,816 179,248 57,072 61,286 122,677 125,641 62,153 3,479 285,849 1,043,540 167,944 2,136 3,725,144
Gastos de Generación 1,540 6,468 2,869 3,287 139,448 847 20,852 205 12,541 6,970 4,627 199,653
Costos de Transmisión 532 30,892 10,427 6,364 4,163 2,286 3,248 729 22,808 29,129 1,724 112,302
Gastos de Distribución 14,549 16,933 953,388 131,979 136,210 102,161 12,785 46,120 51,414 81,604 104,540 5,213 2,902 216,402 928,787 139,038 1,861 2,945,886
Gastos de Comercialización 115 1,500 65,300 14,499 12,175 10,248 12,594 6,553 4,322 13,032 11,555 38,797 110 16,241 22,291 12,968 125 242,425
Gastos Generales y Administrativos 801 2,462 56,148 10,887 10,268 7,957 12,135 3,553 2,303 7,189 9,341 4,872 467 23,428 63,333 9,587 150 224,878
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 470 604 242,203 36,692 23,201 22,671 4,479 6,338 8,713 14,385 7,615 -5,120 376 38,981 324,897 17,668 192 744,367
OTROS INGRESOS (EGRESOS) 63 64 -48,807 3,969 -1,194 -3,622 2,228 -194 -261 786 -18,752 1,181 -60 12,036 -39,835 1,157 -40 -91,282
Ingresos Financieros 284 154 14,393 2,708 1,668 1,604 863 460 595 1,601 1,267 414 7 2,256 11,482 3,140 2 42,900
Gastos Financieros -405 -366 -69,290 -2,589 -2,819 -2,333 -486 -167 -1,017 -176 -11,310 -89 -46 -4,684 -53,233 -3,717 -3 -152,728
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF
Diferencia en Cambio 132 -71 651 242 -222 -55 1,712 -1 522 442 3,353
Otros Ingresos (Egresos) 2,675 309 5,439 3,151 553 -3,699 2,445 -422 779 -639 -9,305 932 -21 13,941 10,313 1,968 -33 28,388
Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -2,623 37 699 -838 1,027 -593 -66 -564 -1,117 -76 -8,839 -235 -6 -13,194
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 533 668 193,396 40,662 22,008 19,048 6,707 6,144 8,452 15,171 -11,136 -3,939 316 51,017 285,062 18,824 151 653,085
Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 533 668 193,396 40,662 22,008 19,048 6,707 6,144 8,452 15,171 -11,136 -3,939 316 51,017 285,062 18,824 151 653,085
Particip. Utilidad Trabajadores 146 10,449 2,333 1,100 1,270 346 488 795 -132 2,556 17,485 1,144 37,982
Impuesto a la Renta 211 61,075 13,299 6,272 7,238 1,972 2,782 4,532 -752 14,570 78,465 6,522 61 196,248
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 533 311 121,872 25,030 14,635 10,540 6,707 3,826 5,182 9,843 -10,253 -3,939 316 33,891 189,112 11,158 91 418,855
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
126
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7
Concepto Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTALSistema Eléctrico Interconectado
NacionalSistemas Aislados TOTAL
INGRESOS 4,622,233 390,361 4,469,511 9,482,105 9,285,911 196,194 9,482,105
Venta energía eléctrica al público 1,736,470 30,296 4,197,325 5,964,091 5,794,969 169,122 5,964,091
Venta energía precios en barra 2,294,923 18,621 2,313,544 2,290,219 23,325 2,313,544
Transferencia coes 393,347 393,347 393,347 393,347
Peajes y uso Instal. transmisión 76,678 331,658 17,695 426,031 426,031 426,031
Otros ingresos 120,815 28,407 235,870 385,092 381,345 3,747 385,092
GASTOS 3,242,423 187,151 3,725,144 7,154,718 6,964,211 190,507 7,154,718
Combustibles y lubricantes 599,463 1,080 131,799 732,341 626,440 105,902 732,341
Suministros diversos 44,377 3,809 147,298 195,484 185,679 9,805 195,484
Compra de energía 1,266,783 2,336,596 3,603,379 3,599,439 3,940 3,603,379
Precios en barra 128,911 1,854,996 1,983,907 1,980,483 3,424 1,983,907
Transferencia coes 446,378 370,939 817,316 817,207 110 817,316
Uso de transmisión 469,751 8,961 478,712 478,712 478,712
A terceros 221,743 101,700 323,443 323,037 406 323,443
Cargas de personal 153,575 32,220 247,055 432,850 415,230 17,620 432,850
Servicios prestados por terceros 338,201 44,919 379,384 762,504 735,031 27,472 762,504
Tributos 101,657 6,710 58,042 166,410 163,178 3,232 166,410
Cargas diversas de gestión 123,232 15,128 38,759 177,119 172,785 4,333 177,119
Provisiones del ejercicio 615,136 83,285 398,140 1,096,560 1,078,357 18,203 1,096,560
Depreciación inm. maq. y equipo 581,122 46,578 364,748 992,448 976,889 15,559 992,448
Compensación tiempo servicios 8,915 1,540 14,802 25,258 24,139 1,119 25,258
Cuentas de cobranza dudosa 6,480 8,539 15,019 14,919 100 15,019
Otras provisiones 18,618 35,166 10,051 63,835 62,409 1,426 63,835
Otros 2,379 2,379 2,379 2,379
Gastos cargados a inversiones -14,307 -14,307 -14,307 -14,307
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1,379,810 203,210 744,367 2,327,386 2,321,700 5,686 2,327,386
OTROS INGRESOS Y EGRESOS -17,323 -59,736 -91,282 -168,340 -168,718 378 -168,340
Ingresos financieros 113,263 8,775 42,900 164,937 164,003 934 164,937
Gastos financieros -287,778 -65,443 -152,728 -505,950 -505,407 -542 -505,950
Transf. corrientes D.S.065-87-EF
Otros ingresos (egresos) 65,332 142 28,388 93,861 93,275 586 93,861
Ingresos (egresos) de ej. anteriores 13,466 -13,194 272 871 -600 272
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 1,362,487 143,474 653,085 2,159,046 2,152,982 6,064 2,159,046
Resultado exposición inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1,362,487 143,474 653,085 2,159,046 2,152,982 6,064 2,159,046
Particip. utilidad trabajadores 82,888 3,870 37,982 124,740 124,740 124,740
Impuesto a la renta 385,303 38,603 196,248 620,154 620,093 61 620,154
UTILIDAD NETA 894,297 101,001 418,855 1,414,153 1,408,149 6,004 1,414,153
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO
Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
127
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa EgesurElectro Andes
Electroperú Enersur San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
INGRESOS 85,387 5,312 1,058,105 195,483 185,813 86,755 450,705 972 18,729 167,941 1,180,641 854,186 105,626 96,019 15,878 114,680 4,622,233
Venta Energía Eléctrica al Público 1,569 1,301 184,078 450,705 183 201,533 801,080 96,019 1,736,470
Venta Energía Precios en Barra 54,950 4,011 937,486 81,100 694 107,526 936,475 15,878 156,804 2,294,923
Transferencia COES 27,048 113,063 195,483 5,655 18,729 29,489 42,633 3,371 -42,125 393,347
Peajes y Uso Instal. Transmisión 1,820 7,489 30,926 36,121 322 76,678
Otros Ingresos 67 1,735 95 16,985 101,933 120,815
GASTOS 56,727 4,691 766,736 102,431 142,068 59,273 238,825 954 17,956 79,493 922,903 538,481 78,329 84,604 8,278 140,674 3,242,423
Combustibles y Lubricantes 1,422 136 188,550 37,563 14,673 460 63,380 10 127 7,311 269,230 1,048 15,554 599,463
Suministros Diversos 3,579 281 12,343 1,292 3,426 1,585 4,657 70 293 1,011 5,243 10,066 283 248 44,377
Compra de Energía 10,789 110 234,884 19,088 64,538 28,135 67,416 406 2,226 27,905 703,069 4,726 47,756 55,736 1,266,783
Precios en Barra 1,051 67,416 10,451 4,726 45,267 128,911
Transferencia COES 110 107,354 6,905 39,386 8,189 184 1,983 255,965 26,302 446,378
Uso de Transmisión 9,738 108,202 12,183 25,152 19,946 2,042 15,470 245,095 21,454 10,469 469,751
A Terceros 19,328 406 202,009 221,743
Cargas de Personal 7,591 771 29,412 8,297 7,701 6,860 24,484 145 4,754 13,933 32,296 5,167 7,182 2,537 2,355 90 153,575
Servicios Prestados por Terceros 6,817 1,277 58,400 7,500 5,164 3,912 16,261 119 1,366 10,579 16,118 146,384 4,181 1,647 925 57,552 338,201
Tributos 2,159 83 29,434 3,290 4,526 2,017 10,117 17 511 5,730 26,481 13,980 2,022 923 338 30 101,657
Cargas Diversas de Gestión 2,049 109 12,716 4,223 4,510 2,053 6,157 40 1,718 3,478 8,331 11,224 2,240 1,869 856 61,659 123,232
Provisiones del Ejercicio 22,322 1,925 200,997 21,178 37,529 14,250 46,353 147 6,962 16,857 124,054 77,705 13,617 6,091 3,804 21,344 615,136
Depreciación Inm. Maq. y Equipo 18,507 1,875 197,824 17,237 36,963 13,799 43,017 134 5,961 15,825 116,355 69,889 12,854 5,922 3,616 21,344 581,122
Compensación Tiempo Servicios 482 50 1,603 493 502 451 1,685 10 314 934 1,429 235 371 169 188 8,915
Cuentas de Cobranza Dudosa 82 64 1,191 3 5,140 6,480
Otras Provisiones 3,334 1,570 3,366 461 687 98 1,129 7,581 392 18,618
Otros
Gastos Cargados a Inversiones
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 28,660 621 291,370 93,052 43,745 27,482 211,880 18 773 88,448 257,738 315,704 27,298 11,415 7,600 -25,994 1,379,810
OTROS INGRESOS Y EGRESOS -1,411 -1,779 -13,427 17,560 17,577 -404 -2,701 30 582 -8,240 3,976 -15,516 -8,845 1,747 -1,267 -5,204 -17,323
Ingresos Financieros 860 10 6,386 3,168 7,022 5,239 37,970 53 476 1,799 12,218 35,940 880 339 202 699 113,263
Gastos Financieros -7,841 -112,570 -2,965 -189 -66 -45,079 -8 -38 -24,657 -41,412 -36,218 -7,449 -153 -3,707 -5,428 -287,778
Diferencia en Cambio 5,515 46,627 -443 -300 -5,891 -206 11,902 37,458 -26,463 830 2,369 6,999 78,396
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF
Otros Ingresos (Egresos) 55 -1,789 46,130 17,800 9,286 625 4,407 -16 384 4,760 -18,387 11,225 -3,106 1,561 -131 -7,473 65,332
Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 1,757 -312 -34 -2,044 14,099 13,466
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 27,248 -1,158 277,943 110,612 61,322 27,078 209,179 48 1,355 80,208 261,714 300,188 18,453 13,162 6,333 -31,199 1,362,487
Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 27,248 -1,158 277,943 110,612 61,322 27,078 209,179 48 1,355 80,208 261,714 300,188 18,453 13,162 6,333 -31,199 1,362,487
Particip. Utilidad Trabajadores 1,736 14,904 5,567 2,827 1,102 10,161 4,099 16,099 26,393 82,888
Impuesto a la Renta 9,897 79,236 31,854 16,113 6,279 53,751 17,135 91,761 87,757 -8,480 385,303
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 15,615 -1,158 183,803 73,191 42,382 19,698 145,267 48 1,355 58,974 153,854 186,038 18,453 13,162 6,333 -22,718 894,297
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
128
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7Página 2
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro Rep Total
INGRESOS 23,717 30,716 37,943 83,776 214,209 390,361
Venta Energía Eléctrica al Público 30,296 30,296
Venta Energía Precios en Barra
Transferencia COES
Peajes y Uso Instal. Transmisión 23,717 35,087 83,137 189,717 331,658
Otros Ingresos 420 2,856 639 24,492 28,407
GASTOS 18,398 11,186 19,354 28,922 109,291 187,151
Combustibles y Lubricantes 1,080 1,080
Suministros Diversos 114 147 3,548 3,809
Compra de Energía
Precios en Barra
Transferencia COES
Uso de Transmisión
A Terceros
Cargas de Personal 391 1,248 2,074 28,507 32,220
Servicios Prestados por Terceros 7,546 3,868 5,176 6,814 21,514 44,919
Tributos 36 515 562 1,546 4,051 6,710
Cargas Diversas de Gestión 638 564 2,796 1,794 9,336 15,128
Provisiones del Ejercicio 10,177 5,847 9,458 16,547 41,256 83,285
Depreciación Inm. Maq. y Equipo 10,177 5,817 9,404 16,367 4,813 46,578
Compensación Tiempo Servicios 25 54 1,462 1,540
Cuentas de Cobranza Dudosa
Otras Provisiones 6 180 34,981 35,166
Otros
Gastos Cargados a Inversiones
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 5,319 19,530 18,589 54,854 104,917 203,210
OTROS INGRESOS Y EGRESOS 170 -8,153 -6,372 -13,891 -31,490 -59,736
Ingresos Financieros 381 420 1,708 3,648 2,618 8,775
Gastos Financieros -2,334 -8,799 -8,214 -19,217 -26,880 -65,443
Diferencia en Cambio 1,315 110 973 -5,607 -3,209
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF
Otros Ingresos (Egresos) 808 225 24 706 -1,622 142
Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores
UTILIDAD ANTES DEL REI 5,489 11,377 12,217 40,963 73,427 143,474
Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 5,489 11,377 12,217 40,963 73,427 143,474
Particip. Utilidad Trabajadores 3,870 3,870
Impuesto a la Renta 1,648 2,571 3,716 10,960 19,708 38,603
UTILIDAD NETA 3,841 8,805 8,501 30,004 49,849 101,001
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
129
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 7Página 3
Coelvisa Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste ElectronorteElectro Oriente
Electro Puno
ElectrosurElectro Sur Este
Electro Sur Medio
Electro Ucayali
Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
INGRESOS 15,934 22,033 1,349,470 210,952 191,087 150,487 183,727 63,410 70,000 137,062 133,256 57,033 3,855 324,830 1,368,437 185,611 2,328 4,469,511
Venta Energía Eléctrica al Público 14,988 21,048 1,247,165 202,025 177,326 141,691 161,528 53,006 67,254 122,260 127,647 55,261 3,855 303,523 1,319,355 177,140 2,254 4,197,325
Venta Energía Precios en Barra 18,621 18,621
Transferencia COES
Peajes y Uso Instal. Transmisión 5,998 5,226 6,470 17,695
Otros Ingresos 946 984 96,307 8,928 8,535 8,796 3,578 10,404 2,746 14,802 5,609 1,772 14,836 49,082 8,471 74 235,870
GASTOS 15,464 21,428 1,107,267 174,260 167,886 127,816 179,248 57,072 61,286 122,677 125,641 62,153 3,479 285,849 1,043,540 167,944 2,136 3,725,144
Combustibles y Lubricantes 489 464 525 105,734 1 15,965 23 7,032 22 282 1,262 131,799
Suministros Diversos 414 59,564 9,050 9,129 7,380 8,770 3,485 2,919 6,786 7,337 4,450 471 10,674 7,351 9,304 212 147,298
Compra de Energía 9,077 13,045 755,043 93,136 108,264 78,581 32,998 38,373 49,098 85,539 32,622 1,926 168,521 763,354 105,520 1,498 2,336,596
Precios en Barra 9,077 13,045 754,692 38,373 1,926 167,511 763,354 105,520 1,498 1,854,996
Transferencia COES 93,136 86,815 60,084 12,742 85,539 32,622 370,939
Uso de Transmisión 351 5,173 2,427 1,011 8,961
A Terceros 16,276 16,070 32,998 36,355 101,700
Cargas de Personal 606 959 50,792 14,230 9,952 9,137 16,263 6,035 6,831 14,890 8,443 5,755 349 17,204 73,806 11,712 93 247,055
Servicios Prestados por Terceros 4,226 2,756 98,203 26,032 21,554 16,710 25,514 4,324 4,246 11,064 9,314 5,172 311 45,051 87,979 16,677 252 379,384
Tributos 482 276 15,237 2,901 2,663 2,090 3,059 731 944 1,718 1,791 884 44 4,681 17,821 2,692 28 58,042
Cargas Diversas de Gestión 399 322 7,862 2,179 1,300 1,331 4,095 902 672 2,847 876 1,284 59 3,922 8,487 2,191 29 38,759
Provisiones del Ejercicio 674 4,252 134,873 23,389 14,559 12,062 15,813 8,595 7,300 20,309 12,317 4,955 297 35,395 84,743 18,585 22 398,140
Depreciación Inm. Maq. y Equipo 639 4,145 125,966 20,679 11,544 9,660 13,266 8,135 7,073 18,929 11,237 4,461 273 32,930 79,557 16,243 12 364,748
Compensación Tiempo Servicios 36 58 2,938 961 701 600 1,029 360 990 591 384 24 1,144 4,250 727 7 14,802
Cuentas de Cobranza Dudosa 49 2,912 339 986 404 93 99 65 141 433 471 1,332 1,212 4 8,539
Otras Provisiones 3,058 1,409 1,328 1,397 1,426 163 249 56 110 850 -397 403 10,051
Otros -596 2,854 120 2,379
Gastos Cargados a Inversiones -14,307 -14,307
UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 470 604 242,203 36,692 23,201 22,671 4,479 6,338 8,713 14,385 7,615 -5,120 376 38,981 324,897 17,668 192 744,367
OTROS INGRESOS Y EGRESOS 63 64 -48,807 3,969 -1,194 -3,622 2,228 -194 -261 786 -18,752 1,181 -60 12,036 -39,835 1,157 -40 -91,282
Ingresos Financieros 284 154 14,393 2,708 1,668 1,604 863 460 595 1,601 1,267 414 7 2,256 11,482 3,140 2 42,900
Gastos Financieros -405 -366 -69,290 -2,589 -2,819 -2,333 -486 -167 -1,017 -176 -11,310 -89 -46 -4,684 -53,233 -3,717 -3 -152,728
Diferencia en Cambio 132 -71 651 242 -222 -55 1,712 -1 522 442 3,353
Transf. Corrientes D.S.065-87-EF
Otros Ingresos (Egresos) 2,675 309 5,439 3,151 553 -3,699 2,445 -422 779 -639 -9,305 932 -21 13,941 10,313 1,968 -33 28,388
Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -2,623 37 699 -838 1,027 -593 -66 -564 -1,117 -76 -8,839 -235 -6 -13,194
UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 533 668 193,396 40,662 22,008 19,048 6,707 6,144 8,452 15,171 -11,136 -3,939 316 51,017 285,062 18,824 151 653,085
Resultado Exposición Inflación
UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 533 668 193,396 40,662 22,008 19,048 6,707 6,144 8,452 15,171 -11,136 -3,939 316 51,017 285,062 18,824 151 653,085
Particip. Utilidad Trabajadores 146 10,449 2,333 1,100 1,270 346 488 795 -132 2,556 17,485 1,144 37,982
Impuesto a la Renta 211 61,075 13,299 6,272 7,238 1,972 2,782 4,532 -752 14,570 78,465 6,522 61 196,248
UTILIDAD (PERDIDA) NETA 533 311 121,872 25,030 14,635 10,540 6,707 3,826 5,182 9,843 -10,253 -3,939 316 33,891 189,112 11,158 91 418,855
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
130
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
GRUPO DETALLE GEN TRAN DIST TOTAL SEIN SIS AIS TOTAL
A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1.32 1.43 0.91 1.15 1.12 4.54 1.15
2. Prueba Acida 1.12 1.29 0.76 0.97 0.96 2.65 0.97
3. Liquidez Inmediata 0.71 0.74 0.18 0.48 0.48 0.33 0.48
B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 8.56 7.76 6.61 7.50 7.47 9.06 7.50
POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 42.66 47.06 55.24 48.69 48.87 40.30 48.69
C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0.75 1.22 0.69 0.76 0.78 0.07 0.76
7. Cobertura de Interés 6.93 4.38 7.48 6.77 6.73 44.06 6.77
8. Cobertura de Activo Fijo 1.38 0.94 1.39 1.35 1.37 0.84 1.35
D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 23.27% 13.40% 39.60% 27.10% 26.99% 68.38% 27.10%
10. Servicio (%) 5.45% 6.50% 5.92% 5.70% 5.72% 1.72% 5.70%
11. Cobertura (%) 348.00% 299.72% 541.36% 389.13% 388.85% 433.88% 389.13%
E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 37.26% 60.89% 27.11% 33.45% 33.81% 16.19% 33.45%
13. Operacional(%) 29.85% 52.06% 16.65% 24.55% 25.00% 2.90% 24.55%
14. Neta (%) 19.35% 25.87% 9.37% 14.91% 15.16% 3.06% 14.91%
15. ROA (%) 8.70% 9.20% 9.13% 8.87% 9.01% 1.24% 8.87%
17. ROE (%) 15.05% 13.87% 13.32% 14.41% 14.79% 1.42% 14.41%
18. GIR sobre ventas (%) 44.32% 79.15% 26.99% 37.64% 38.18% 12.41% 37.64%
19. Gir sobre patrimonio (%) 22.1% 29.6% 23.3% 23.0% 23.5% 5.5% 23.0%
20. GIR sobre activo Fijo (%) 16.0% 31.5% 16.8% 17.0% 17.1% 6.5% 17.0%
21. GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 11.84% 17.03% 16.10% 13.35% 13.38% 8.84% 13.35%
21. De explotacion (%) 21.73% 42.42% 27.23% 24.52% 24.58% 20.82% 24.52%
F. GESTION OPERATIVA 22. Eficiencia 36.1% 39.8% 62.2% 45.0% 44.9% 52.4% 45.0%
23. Depreciacion sobre activo fijo (%) 4.7% 5.1% 5.4% 4.9% 4.9% 4.2% 4.9%
24. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 63.3% 32.2% 64.9% 62.5% 63.1% 25.9% 62.5%
25. Gasto de Personal sobre Activo fijo 1.2% 3.5% 3.6% 2.1% 2.1% 4.8% 2.1%
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RATIOS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS
Al 31 de Diciembre 2007
131
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
Página 1
Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes Electroperú Enersur San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva
A. Liquidez Razón Corriente 1.80 0.00 0.40 1.77 7.05 4.78 4.95 4.62 18.29 1.43 1.61 1.03 2.04 1.89 1.20 0.72 Prueba Acida 1.76 0.00 0.28 1.65 6.24 3.99 4.82 4.27 13.27 1.37 1.48 0.71 1.75 1.76 1.18 0.43 Liquidez Inmediata 1.42 0.00 0.05 1.28 4.59 2.73 4.39 0.33 12.00 0.81 0.83 0.39 0.87 0.84 0.54 0.14B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 12.05 4.11 10.46 7.71 4.48 10.93 14.59 5.93 12.11 7.22 8.73 8.04 5.43 10.94 8.37 6.77 Efectividad de Cobranza 30.28 88.89 34.89 47.32 81.54 33.38 25.01 61.52 30.15 50.57 41.79 45.41 67.24 33.37 43.61 53.90
C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 0.77 0.00 1.11 0.79 0.14 0.02 0.97 1.10 0.12 0.65 0.62 1.35 0.64 0.24 0.81 0.79 Cobertura de Interés 6.50 0.00 4.37 38.53 430.83 636.06 5.73 21.60 203.65 4.27 9.22 10.86 5.49 114.05 3.08 -0.86 Cobertura del Activo Fijo 1.31 0.97 1.90 0.95 0.84 0.76 1.40 1.77 0.93 0.78 1.41 1.60 1.33 0.80 1.66 1.36D. Gestión de La deuda Estructura (%) 18.89% 22.85% 59.65% 25.91% 82.79% 10.30% 6.48% 8.54% 10.44% 18.42% 35.09% 21.00% 97.49% 15.62% 63.96% Servicio (%) 8.38% 7.28% 3.12% 0.18% 0.64% 7.97% 0.59% 2.45% 6.69% 3.16% 4.58% 3.78% 0.96% 9.02% 3.89% Cobertura (%) 456.42% 134.58% 0.00% 0.00% 505.66% 0.00% 0.00% 202.96% -38.29%E. Rentabilidad Bruta (%) 42.33% 16.58% 31.32% 55.22% 27.80% 39.10% 54.57% 25.51% 25.04% 65.70% 26.27% 53.60% 31.30% 15.43% 57.01% -22.67% Operacional (%) 33.56% 11.70% 27.54% 47.60% 23.54% 31.68% 47.01% 1.83% 4.13% 52.67% 21.83% 36.96% 25.84% 11.89% 47.87% -22.67% Neta (%) 18.29% -21.79% 17.37% 37.44% 22.81% 22.71% 32.23% 4.91% 7.24% 35.12% 13.03% 21.78% 17.47% 13.71% 39.89% -19.81% ROA (%) anual 9.60% 1.64% 6.02% 35.91% 4.51% 4.86% 14.58% 0.73% 0.43% 8.28% 7.40% 18.67% 5.24% 13.46% 8.13% -8.04% ROE (%) anual 16.25% -3.06% 12.27% 80.38% 7.20% 4.87% 29.31% 4.09% 0.84% 12.33% 12.59% 36.53% 6.02% 19.32% 12.88% -17.04% GIR sobre ventas (%) 59.71% 47.93% 46.54% 58.43% 44.15% 48.10% 57.30% 18.77% 41.30% 62.70% 32.34% 46.99% 1107.68% 18.23% 71.82% -4.06% GIR sobre patrimonio (%) 30.6% 6.7% 21.9% 74.8% 9.4% 7.5% 34.2% 14.1% 5.1% 16.5% 18.2% 54.3% 12.3% 25.2% 22.5% -2.6% GIR sobre activo Fijo (%) 23.3% 7.0% 11.5% 78.4% 11.1% 9.8% 24.5% 8.0% 5.5% 21.2% 12.9% 33.9% 9.3% 31.6% 13.6% -1.9% GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 24.86% 7.89% 11.10% 53.83% 7.67% 10.06% 14.86% ** 0.45% 12.57% 9.01% 34.19% 8.28% 7.81% 9.91% - De explotacion (%) 31.74% 13.09% 14.54% 94.35% 14.15% 13.31% 29.86% 23.53% 11.43% 27.97% 15.68% 49.18% 12.85% 44.19% 18.91% 47.52%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 38.9% 14.5% 24.7% 134.1% 25.2% 20.4% 42.7% 42.5% 13.3% 33.8% 39.8% 72.2% 0.8% 173.3% 18.9% 47.5% Depreciación sobre Activo Fijo 8.4% 5.1% 4.6% 11.8% 5.1% 3.2% 4.1% 6.5% 4.2% 3.2% 3.9% 6.0% 2.9% 10.7% 4.3% 8.8% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 63.9% 59.8% 37.7% 72.0% 103.4% 45.2% 74.6% 114.9% 114.7% 17.2% 112.6% 33.0% 22.2% 174.7% 30.2% 40.5% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 3.5% 2.1% 0.7% 5.7% 1.1% 1.6% 2.3% 7.0% 3.4% 2.8% 1.1% 0.4% 1.6% 4.6% 2.8% 0.0%G. Valor de Mercado Precio / utilidad
Valor en libros 1.12 0.33 1.09 1.87 1.08 1.13 1.29 0.68 0.82 1.17 1.18 2.94 1.16 1.11 1.14 1.29 Valor de mercado valor en libros
** No aplicable
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RATIOS DE EMPRESAS GENERADORAS
Al 31 de Diciembre 2007
132
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
Página 2
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro Rep
A. Liquidez
Razón Corriente 3.81 1.85 1.16 1.86 1.18 Prueba Acida 2.76 1.69 1.13 1.86 1.03 Liquidez Inmediata 0.77 1.39 0.22 1.51 0.67B. Gestión de Cuentas por Cobrar
Rotación 1.88 12.01 10.35 11.34 9.11 Efectividad de Cobranza 193.69 30.39 35.28 32.18 40.08C. Solvencia
Endeudamiento patrimonial 0.18 1.16 1.90 2.05 1.34 Cobertura de Interés 6.64 2.88 3.41 3.72 5.44 Cobertura del Activo Fijo 1.05 1.95 2.30 2.56 0.06D. Gestión de La deuda
Estructura (%) 18.15% 9.89% 27.40% 8.73% 12.66% Servicio (%) 7.82% 10.35% 6.83% 8.59% 4.65% Cobertura (%) 312.83% 431.03% 196.34% 318.91% 304.08%E. Rentabilidad
Bruta (%) 22.43% 69.01% 58.57% 72.53% 59.83% Operacional (%) 22.43% 63.58% 48.99% 65.48% 48.98% Neta (%) 16.20% 28.67% 22.41% 35.81% 23.27% ROA (%) 2.18% 11.30% 8.40% 12.24% 9.34% ROE (%) 2.68% 15.13% 12.89% 28.45% 14.24% GIR sobre ventas (%) 65.34% 83.76% 79.93% 85.88% 77.05% GIR sobre patrimonio (%) 7.5% 34.7% 38.9% 51.2% 30.6% GIR sobre activo Fijo (%) 7.1% 17.8% 16.9% 20.0% * GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 9.18% 12.66% 11.30% 11.17% 34.34% De explotacion (%) 10.93% 21.58% 22.84% 23.42% 784.81%F. Gestión del Activo Fijo
Eficiencia 10.9% 21.3% 21.2% 23.3% 710.4% Depreciación sobre Activo Fijo 4.7% 4.1% 5.7% 4.6% 18.0% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 33.0% 21.5% 31.8% 32.1% 84.9% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 0.0% 0.3% 0.8% 0.6% 106.7%G. Valor de Mercado
Precio / utilidad
Valor en libros 1.04 1.13 1.31 1.19 6.77 Valor de mercado sobre valor en libros
* No aplicable
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RATIOS EMPRESAS TRANSMISORAS
Al 31 de Diciembre 2007
133
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 8
Página 3
DescripciónCoelvisa Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte
Electro Oriente
Electro Puno
ElectrosurElectro Sur Este
Electro Sur Medio
Electro Ucayali
Emseusa HidrandinaLuz del Sur
Seal Sersa
A. Liquidez
Razón Corriente 2.56 0.86 0.55 0.94 0.92 0.79 4.65 1.70 1.84 1.57 1.19 2.81 1.38 0.80 0.76 3.38 1.92 Prueba Acida 1.88 0.82 0.51 0.84 0.67 0.54 2.68 1.29 1.53 1.28 1.03 1.26 0.78 0.70 0.70 2.75 1.82 Liquidez Inmediata 0.21 0.05 0.04 0.13 0.15 0.13 0.35 0.87 0.56 0.89 0.53 0.26 0.01 0.12 0.09 1.52 0.37B. Gestión de Cuentas por Cobrar
Rotación 5.31 6.70 5.97 5.76 6.03 6.92 9.59 13.56 6.83 8.73 6.46 7.66 5.41 6.75 6.72 6.78 7.42 Efectividad de Cobranza 68.70 54.51 61.11 63.36 60.49 52.77 38.07 26.92 53.43 41.79 56.48 47.66 67.51 54.06 54.35 53.81 49.18C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 0.56 0.34 1.75 0.21 0.33 0.40 0.07 0.17 0.11 0.13 0.78 0.07 0.25 0.22 1.34 0.37 0.72 Cobertura de Interés 2.83 13.27 5.44 23.20 13.39 14.89 41.74 89.68 15.75 197.66 1.76 -1.85 14.74 15.88 7.70 9.75 76.95 Cobertura del Activo Fijo 1.28 1.02 2.39 0.98 0.95 1.03 0.83 0.93 0.93 0.93 1.25 0.87 1.01 1.04 1.96 0.97 0.34D. Gestión de La deuda Estructura (%) 18.76% 69.91% 33.34% 82.89% 76.94% 79.53% 70.89% 76.05% 76.91% 92.14% 45.00% 100.00% 68.68% 79.14% 28.96% 31.87% 99.48% Servicio (%) 4.13% 3.01% 7.03% 2.99% 3.51% 3.40% 1.69% 0.53% 7.50% 0.34% 9.32% 1.09% 3.29% 3.28% 6.25% 4.49% 1.33% Cobertura (%) 1256.92% 4619.11% 1054.31% 776.43% 387.31% 465.38% 107.61% 252.17% 5843.01% 290.57% 1844.43%E. Rentabilidad Bruta (%) 8.69% 20.73% 26.95% 29.43% 23.89% 27.16% 15.90% 25.93% 21.91% 25.25% 21.40% 67.59% 24.72% 24.21% 30.00% 21.67% 20.03% Operacional (%) 2.95% 2.74% 17.95% 17.39% 12.14% 15.06% 2.44% 9.99% 12.45% 10.49% 5.71% -8.98% 9.76% 12.00% 23.74% 9.52% 8.24% Neta (%) 3.35% 1.41% 9.03% 11.87% 7.66% 7.00% 3.65% 6.03% 7.40% 7.18% -7.69% -6.91% 8.20% 10.43% 13.82% 6.01% 3.89% ROA (%) 1.71% 0.99% 10.48% 7.84% 7.56% 9.73% 1.09% 2.93% 6.04% 3.31% 2.80% -4.05% 5.43% 4.99% 15.89% 5.69% 33.96% ROE (%) 3.22% 1.51% 21.28% 10.33% 9.51% 11.84% 1.76% 3.18% 6.53% 3.78% -6.76% -3.39% 5.70% 7.76% 32.54% 8.53% 41.37% GIR sobre ventas (%) 7.64% 23.07% 30.09% 29.74% 20.68% 24.51% 11.26% 28.17% 23.81% 28.38% 15.62% -0.30% 17.46% 23.99% 31.05% 20.47% 9.50% GIR sobre patrimonio (%) 6.6% 10.9% 46.4% 13.8% 15.5% 20.5% 5.2% 7.8% 12.2% 8.7% 12.8% -0.1% 12.1% 11.1% 45.8% 16.3% ** GIR sobre activo Fijo (%) 5.1% 10.7% 19.4% 14.0% 16.2% 19.8% 6.3% 8.4% 13.2% 9.3% 10.2% -0.2% 12.0% 10.7% 23.4% 16.8% ** GIR sobre Valor Nuevo de Reemplazo (%) 8.74% 11.95% 17.54% 14.84% 15.11% 17.33% 8.99% 9.18% 14.96% 12.68% 10.26% - - 15.00% 17.94% 12.49% 7.59% De explotacion (%) 30.70% 18.93% 27.49% 25.29% 31.49% 36.56% 21.41% 15.09% 23.67% 17.51% 20.72% 13.00% 25.60% 20.83% 34.16% 32.30% 622.83%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 67.1% 46.5% 64.4% 47.2% 78.5% 80.9% 55.7% 29.7% 55.5% 32.8% 65.5% 55.6% 68.7% 44.4% 75.4% 82.3% 2276.9% Depreciación sobre Activo Fijo 2.9% 9.2% 6.5% 4.8% 5.0% 5.5% 4.1% 4.6% 5.8% 5.1% 5.8% 4.5% 4.9% 4.7% 4.5% 7.5% 11.9% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 18.6% 66.7% 57.0% 112.5% 80.0% 92.9% 20.6% 73.9% 91.0% 69.5% 86.4% 48.0% 78.5% 80.9% 45.6% 137.4% 56.9% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 2.7% 2.1% 2.6% 3.3% 4.3% 5.2% 5.0% 3.4% 5.6% 4.0% 4.3% 5.8% 6.2% 2.5% 4.2% 5.4% 93.9%G. Valor de Mercado Precio / utilidad
Valor en libros 1.27 1.19 1.27 0.76 0.44 0.68 1.69 1.99 1.06 1.31 0.66 0.91 5.89 1.07 2.70 1.10 1.74 Valor de mercado sobre valor en libros
** No aplicable
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RATIOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Al 31 de Diciembre 2007
134
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9
GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTALSISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO
NACIONAL
SISTEMAS AISLADOS
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 599,463 1,080 131,799 732,341 626,440 105,902
606. SUMINISTROS DIVERSOS 44,377 3,809 147,298 195,484 185,679 9,805
607. COMPRA DE ENERGIA 1,266,783 2,336,596 3,603,379 3,599,439 3,940
607.01. Compra COES 597,745 2,196,901 2,794,646 2,794,536 110
607.02. Compra Otros 224,422 130,416 354,838 351,008 3,830
607.03. Uso de Sistema de Transmisión 444,615 9,280 453,895 453,895
62. CARGAS DE PERSONAL 153,575 32,220 247,055 432,850 415,230 17,620
621. Sueldos 76,652 24,352 133,691 234,694 225,949 8,746
622. Salarios 3,600 1,804 5,405 5,405
623. Comisiones
624. Remuneraciones en Especie 3,678 13 131 3,822 3,762 60
625. Otras Remuneraciones 26,286 1,326 58,434 86,046 81,059 4,987
626. Vacaciones 7,264 958 14,287 22,510 21,364 1,146
627. Seguridad y Provisión Social 15,728 3,645 23,374 42,747 40,730 2,017
628. Remuneraciones del Directorio 649 154 718 1,521 1,413 108
629. Otras Cargas del Personal 19,717 1,772 14,615 36,105 35,549 556
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 338,201 44,919 379,384 762,504 735,031 27,472
631. Correos y Telecomunicaciones 6,158 1,990 9,323 17,472 16,818 654
632. Honorario, Comisiones y Corretajes 93,338 12,393 36,952 142,683 141,846 837
633. Servicios Encargados a Terceros 7,677 299 71,328 79,305 67,551 11,755
634. Mant. y Reparación de Activos 66,108 14,145 87,062 167,314 164,128 3,186
635. Alquileres 14,103 1,224 13,559 28,885 23,571 5,314
636. Electricidad y Agua 1,846 897 3,016 5,759 5,617 143
637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 1,935 613 12,968 15,516 15,148 368
638. Servicios de Personal 21,401 370 91,318 113,088 112,498 591
639. Otros Servicios 125,636 12,987 53,858 192,481 187,855 4,625
64. TRIBUTOS 101,657 6,710 58,042 166,410 163,178 3,232
641. Impuesto a las Ventas 316 278 374 967 967
643. Canones 15,079 209 945 16,233 16,069 164
644. Derechos Aduaneros
645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 1,264 1,264 1,264
646. Tributos a Gobiernos Locales 8,793 775 3,841 13,410 12,831 578
647. Cotizac. con Caracter de Tributo 8,381 1,973 3,176 13,530 13,458 73
648. Aportes D. Ley 25844 48,034 2,097 42,201 92,332 90,376 1,956
648.01. Cuota Gastos CTE 18,229 989 8,933 28,151 26,885 1,266
648.02. Cuota Gastos DGE 19,976 532 22,641 43,149 42,473 676
648.03. Cuota Gastos COES 9,829 577 10,627 21,033 21,018 15
649. Otros 21,054 1,378 6,241 28,673 28,212 461
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 123,232 15,128 38,759 177,119 172,785 4,333
651. Seguros 38,785 4,989 16,559 60,333 58,198 2,135
652. Regalías 15 2,206 1 2,222 2,220 1
653. Cotizaciones 3,928 341 956 5,225 5,201 24
654. Donaciones 4,340 168 1,474 5,982 5,982
655. Gastos Sindicales 129 129 62 67
656. Viáticos y Gastos de Viaje 2,048 1,892 4,857 8,797 8,102 695
659. Otros 74,116 5,533 14,782 94,430 93,020 1,410
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 615,136 83,285 386,212 1,084,632 1,066,429 18,203
681. Depreciación 580,207 46,578 364,748 991,533 975,974 15,559
684. Cobranza Dudosa 6,416 8,539 14,955 14,855 100
686. Compensación Tiempo de Servicios 8,915 1,540 14,802 25,258 24,139 1,119
689. Otras Provisiones 19,597 35,166 -1,877 52,886 51,460 1,426
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 3,242,423 187,151 3,725,144 7,154,718 6,964,211 190,507
670. CARGAS FINANCIERAS 260,958 79,612 132,599 473,168 472,626 542
671. Intereses y Gastos de Préstamo 110,969 24,370 13,019 148,358 147,944 414
672. Intereses y Gastos de Sobregiros 109 347 456 456
673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 37,762 35,037 91,825 164,625 164,625
674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 1 1 1
675. Descuento de Pronto Pago 1 1 1
676. Pérdida por Diferencia de Cambio 89,898 16,503 3,750 110,151 110,120 32
677. Egresos Financieros DS 065-87 EF
678. Gastos por Compra-Venta de Valores
679. Otras Cargas Financieras 22,219 3,702 23,655 49,576 49,480 96
COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 3,503,380 266,762 3,857,744 7,627,887 7,436,837 191,049
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL POR TIPO DE EMPRESA Y SISTEMAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
135
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9
Página 1
Descripción Generación Transmisión Distribución Comercializ. Administración Total
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 721,671 1,092 240 9,225 113 732,341
606. SUMINISTROS DIVERSOS 45,684 7,434 113,570 20,038 8,758 195,484
607. COMPRA DE ENERGIA 1,262,059 4,389 2,299,464 37,470 -3 3,603,379
607.01. Compra COES 593,022 2,164,272 37,354 -3 2,794,646
607.02. Compra Otros 224,422 130,300 116 354,838
607.03. Uso de Sistema de Transmisión 444,615 4,389 4,891 453,895
62. CARGAS DE PERSONAL 80,744 47,828 78,648 59,184 166,446 432,850
621. Sueldos 40,968 30,363 42,945 33,796 86,623 234,694
622. Salarios 3,707 788 491 219 200 5,405
623. Comisiones
624. Remuneraciones en Especie 13 48 28 3,733 3,822
625. Otras Remuneraciones 15,957 7,498 18,720 13,398 30,473 86,046
626. Vacaciones 4,329 2,334 4,991 3,444 7,412 22,510
627. Seguridad y Provisión Social 9,650 5,018 7,321 5,583 15,175 42,747
628. Remuneraciones del Directorio 31 1,490 1,521
629. Otras Cargas del Personal 6,101 1,814 4,133 2,717 21,340 36,105
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 179,439 98,461 168,806 159,697 156,101 762,504
631. Correos y Telecomunicaciones 2,232 2,620 1,984 2,574 8,063 17,472
632. Honorario, Comisiones y Corretajes 46,607 9,694 2,624 17,061 66,697 142,683
633. Servicios Encargados a Terceros 13,435 1,819 24,822 33,581 5,648 79,305
634. Mant. y Reparación de Activos 61,446 26,019 67,239 2,755 9,855 167,314
635. Alquileres 17,006 778 3,632 2,288 5,181 28,885
636. Electricidad y Agua 1,325 1,867 584 312 1,671 5,759
637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 256 212 1,351 5,132 8,565 15,516
638. Servicios de Personal 17,842 4,721 37,402 20,879 32,244 113,088
639. Otros Servicios 19,291 50,729 29,168 75,114 18,178 192,481
64. TRIBUTOS 47,983 2,891 25,612 43,634 46,290 166,410
641. Impuesto a las Ventas 61 39 22 845 967
643. Canones 15,156 209 373 44 451 16,233
644. Derechos Aduaneros
645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 28 1,237 1,264
646. Tributos a Gobiernos Locales 7,983 821 1,376 405 2,825 13,410
647. Cotizac. con Caracter de Tributo 2,183 203 941 1,410 8,794 13,530
648. Aportes D. Ley 25844 19,527 1,232 22,142 33,832 15,599 92,332
648.01. Cuota Gastos CTE 10,014 580 7,100 9,537 919 28,151
648.02. Cuota Gastos DGE 5,559 304 6,540 16,297 14,449 43,149
648.03. Cuota Gastos COES 3,955 348 8,502 7,998 231 21,033
649. Otros 3,072 427 742 7,894 16,538 28,673
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 95,938 14,616 15,660 6,299 44,605 177,119
651. Seguros 26,847 6,700 8,046 1,436 17,305 60,333
652. Regalías 1 2,221 2,222
653. Cotizaciones 117 21 32 2,204 2,851 5,225
654. Donaciones 449 64 27 108 5,334 5,982
655. Gastos Sindicales 33 19 12 66 129
656. Viáticos y Gastos de Viaje 1,089 1,511 1,362 901 3,933 8,797
659. Otros 67,402 6,321 6,174 1,638 12,895 94,430
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 596,036 164,537 244,985 52,949 26,125 1,084,632
681. Depreciación 570,872 122,898 236,730 39,894 21,139 991,533
684. Cobranza Dudosa 1,191 8,620 5,144 14,955
686. Compensación Tiempo de Servicios 5,152 2,727 4,819 3,664 8,895 25,258
689. Otras Provisiones 18,821 38,911 3,436 771 -9,054 52,886
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 3,029,555 341,247 2,946,986 388,496 448,434 7,154,718
670. CARGAS FINANCIERAS 105,856 19,217 3,824 273 343,999 473,168
671. Intereses y Gastos de Préstamo 47,222 3,804 89 97,244 148,358
672. Intereses y Gastos de Sobregiros 76 380 456
673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 25,092 17,835 2 121,696 164,625
674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 1 1
675. Descuento de Pronto Pago 1 1
676. Pérdida por Diferencia de Cambio 25,726 90 84,335 110,151
677. Egresos Financieros DS 065-87 EF
678. Gastos por Compra-Venta de Valores
679. Otras Cargas Financieras 7,740 1,382 20 92 40,342 49,576
COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 3,135,411 360,464 2,950,810 388,769 792,433 7,627,887
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
136
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9
Página 2
DescripciónCahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur
Electro Andes
Electroperú Enersur San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 1,422 136 188,550 37,563 14,673 460 63,380 10 127 7,311 269,230 1,048 15,554 599,463
606. SUMINISTROS DIVERSOS 3,579 281 12,343 1,292 3,426 1,585 4,657 70 293 1,011 5,243 10,066 283 248 44,377
607. COMPRA DE ENERGIA 10,789 110 234,884 19,088 64,538 28,135 67,416 406 2,226 27,905 703,069 4,726 47,756 55,736 1,266,783
607.01. Compra COES 1,051 110 107,354 6,905 64,036 8,189 67,416 184 10,242 255,965 4,726 26,302 45,267 597,745
607.02. Compra Otros 19,328 502 406 2,177 202,009 224,422
607.03. Uso de Sistema de Transmisión 9,738 108,202 12,183 19,946 2,042 15,486 245,095 21,454 10,469 444,615
62. CARGAS DE PERSONAL 7,591 771 29,412 8,297 7,701 6,860 24,484 145 4,754 13,933 32,296 5,167 7,182 2,537 2,355 90 153,575
621. Sueldos 4,280 480 17,134 4,683 3,352 2,964 15,104 94 2,796 6,216 12,574 431 3,771 1,142 1,631 76,652
622. Salarios 190 1,227 1,717 466 3,600
623. Comisiones
624. Remuneraciones en Especie 3,678 3,678
625. Otras Remuneraciones 963 170 5,453 1,641 1,148 2,649 4,317 16 839 4,092 3,608 23 849 475 42 26,286
626. Vacaciones 173 56 883 369 467 231 1,653 1 251 715 1,160 622 346 210 129 7,264
627. Seguridad y Provisión Social 921 56 3,387 857 952 601 2,756 13 491 4,420 87 764 206 216 15,728
628. Remuneraciones del Directorio 91 87 19 104 38 96 91 92 31 649
629. Otras Cargas del Personal 1,065 8 2,555 747 464 327 654 2 272 1,156 10,438 235 1,361 38 306 90 19,717
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 6,817 1,277 58,400 7,500 5,164 3,912 16,261 119 1,366 10,579 16,118 146,384 4,181 1,647 925 57,552 338,201
631. Correos y Telecomunicaciones 459 1 1,673 450 173 201 1,116 26 159 379 942 1 362 78 100 38 6,158
632. Honorario, Comisiones y Corretajes 265 41 5,098 1,195 1,162 765 4,466 63 210 3,031 3,708 54,978 1,625 87 256 16,388 93,338
633. Servicios Encargados a Terceros 137 489 1,463 546 2,662 165 64 1,940 51 160 7,677
634. Mant. y Reparación de Activos 2,590 631 36,929 3,742 1,787 1,400 3,187 4 124 2,439 5,658 5,733 1,403 81 80 318 66,108
635. Alquileres 194 26 2,048 284 46 2 530 6 13 384 6 10,099 45 171 248 14,103
636. Electricidad y Agua 39 694 27 33 25 280 34 83 195 358 29 32 5 12 1,846
637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 177 2 582 118 72 70 148 3 12 101 137 310 116 28 57 1,935
638. Servicios de Personal 222 478 8,090 1,552 387 116 2,317 153 1,983 653 3,607 181 1,662 21,401
639. Otros Servicios 2,732 97 2,797 132 42 786 1,555 17 495 2,179 4,757 69,359 550 1,168 84 38,887 125,636
64. TRIBUTOS 2,158 83 29,434 3,290 4,526 2,017 10,117 17 511 5,730 26,481 13,980 2,022 923 338 30 101,657
641. Impuesto a las Ventas 2 11 6 251 46 316
643. Canones 459 3,887 865 711 1,788 116 179 6,240 834 15,079
644. Derechos Aduaneros
645. Impuesto al Patrimonio Empresarial
646. Tributos a Gobiernos Locales 363 3,511 110 789 81 1,274 2 79 758 1,274 467 20 35 30 8,793
647. Cotizac. con Caracter de Tributo 2,069 42 84 1,079 1,340 2,445 1,323 8,381
648. Aportes D. Ley 25844 1,169 51 14,447 2,517 2,449 1,022 10 266 16,522 8,081 592 745 164 48,034
648.01. Cuota Gastos CTE 568 51 7,392 1,261 496 6 123 7,683 484 164 18,229
648.02. Cuota Gastos DGE 306 3,965 1,930 679 267 3 66 4,137 8,081 281 261 19,976
648.03. Cuota Gastos COES 295 3,090 587 509 259 76 4,702 311 9,829
649. Otros 168 32 5,521 619 339 191 5,977 6 44 3,453 4,347 87 178 92 21,054
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 2,049 109 12,716 4,223 4,510 2,053 6,157 40 1,718 3,478 8,331 11,224 2,240 1,869 856 61,659 123,232
651. Seguros 1,229 23 6,920 3,128 4,023 1,564 3,477 1,501 2,109 6,407 5,737 1,688 492 487 38,785
652. Regalías 15 15
653. Cotizaciones 83 280 58 34 285 3 213 271 2,605 29 41 23 2 3,928
654. Donaciones 53 1,744 156 518 140 1,573 113 43 4,340
655. Gastos Sindicales
656. Viáticos y Gastos de Viaje 54 2 243 143 100 886 61 176 354 29 2,048
659. Otros 630 84 3,772 638 310 375 991 40 153 1,016 1,477 1,309 56 1,335 273 61,657 74,116
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 22,322 1,925 200,997 21,178 37,529 14,250 46,353 147 6,962 16,857 124,054 77,705 13,617 6,091 3,804 21,344 615,136
681. Depreciación 17,592 1,875 197,824 17,237 36,963 13,799 43,017 134 5,961 15,825 116,355 69,889 12,854 5,922 3,616 21,344 580,207
684. Cobranza Dudosa 82 1,191 3 5,140 6,416
686. Compensación Tiempo de Servicios 482 50 1,603 493 502 451 1,685 10 314 934 1,429 235 371 169 188 8,915
689. Otras Provisiones 4,249 1,570 3,366 64 461 687 98 1,129 7,581 392 19,597
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 56,727 4,691 766,736 ###### 142,068 59,273 238,825 954 17,956 79,493 922,903 538,481 78,329 84,604 8,278 140,674 3,242,423
670. CARGAS FINANCIERAS 8,931 132,053 8,453 6,807 6,477 8 271 62,681 31,416 153 3,707 260,958
671. Intereses y Gastos de Préstamo 64,340 2,965 10 3 33,227 6,755 3,668 110,969
672. Intereses y Gastos de Sobregiros 107 1 1 109
673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 36,877 160 27 696 2 37,762
674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad
675. Descuento de Pronto Pago
676. Pérdida por Diferencia de Cambio 1,089 19,483 5,488 6,619 6,412 2 233 26,463 23,967 142 89,898
677. Egresos Financieros DS 065-87 EF
678. Gastos por Compra-Venta de Valores
679. Otras Cargas Financieras 7,841 11,246 28 56 2 11 2,294 694 8 38 22,219
COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 65,658 4,691 898,789 ###### 148,875 65,750 238,825 961 18,226 79,493 922,903 601,163 109,745 84,757 11,984 140,674 3,503,380
Fuente: Osinergmin.
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS GENERADORAS
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
Al 31 de Diciembre 2007
137
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9
Página 3
Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro Rep Total
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 1,080 1,080
606. SUMINISTROS DIVERSOS 114 147 3,548 3,809
607. COMPRA DE ENERGIA
607.01. Compra COES
607.02. Compra Otros
607.03. Uso de Sistema de Transmisión
62. CARGAS DE PERSONAL 391 1,248 2,074 28,507 32,220
621. Sueldos 304 1,115 425 22,508 24,352
622. Salarios
623. Comisiones
624. Remuneraciones en Especie 13 13
625. Otras Remuneraciones 1,326 1,326
626. Vacaciones 26 43 889 958
627. Seguridad y Provisión Social 30 134 110 3,372 3,645
628. Remuneraciones del Directorio 24 130 154
629. Otras Cargas del Personal 7 158 1,607 1,772
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 7,546 3,868 5,176 6,814 21,514 44,919
631. Correos y Telecomunicaciones 11 17 229 106 1,627 1,990
632. Honorario, Comisiones y Corretajes 4,918 3,290 1,027 820 2,338 12,393
633. Servicios Encargados a Terceros 299 299
634. Mant. y Reparación de Activos 2,065 2,461 21 9,598 14,145
635. Alquileres 1 134 77 1,012 1,224
636. Electricidad y Agua 52 846 897
637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 36 190 103 283 613
638. Servicios de Personal 156 164 50 370
639. Otros Servicios 359 562 621 5,636 5,809 12,987
64. TRIBUTOS 36 515 562 1,546 4,051 6,710
641. Impuesto a las Ventas 278 278
643. Canones 209 209
644. Derechos Aduaneros
645. Impuesto al Patrimonio Empresarial
646. Tributos a Gobiernos Locales 3 772 775
647. Cotizac. con Caracter de Tributo 1,973 1,973
648. Aportes D. Ley 25844 403 483 1,211 2,097
648.01. Cuota Gastos CTE 199 229 561 989
648.02. Cuota Gastos DGE 107 122 302 532
648.03. Cuota Gastos COES 97 132 348 577
649. Otros 36 112 79 332 820 1,378
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 638 564 2,796 1,794 9,336 15,128
651. Seguros 240 416 826 4 3,503 4,989
652. Regalías 2,206 2,206
653. Cotizaciones 8 332 341
654. Donaciones 1 65 12 91 168
655. Gastos Sindicales
656. Viáticos y Gastos de Viaje 32 16 1,843 1,892
659. Otros 398 43 1,970 1,761 1,361 5,533
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 10,177 5,847 9,458 16,547 41,256 83,285
681. Depreciación 10,177 5,817 9,404 16,367 4,813 46,578
684. Cobranza Dudosa
686. Compensación Tiempo de Servicios 25 54 1,462 1,540
689. Otras Provisiones 6 180 34,981 35,166
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 18,398 11,186 19,354 28,922 109,291 187,151
670. CARGAS FINANCIERAS 8,799 8,436 19,217 43,160 79,612
671. Intereses y Gastos de Préstamo 7,360 8,191 8,819 24,370
672. Intereses y Gastos de Sobregiros
673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 17,835 17,202 35,037
674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad
675. Descuento de Pronto Pago
676. Pérdida por Diferencia de Cambio 222 16,281 16,503
677. Egresos Financieros DS 065-87 EF
678. Gastos por Compra-Venta de Valores
679. Otras Cargas Financieras 1,439 23 1,382 858 3,702
COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 18,398 19,984 27,790 48,139 152,452 266,762
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINOEMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
138
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 9
Página 4
DescripciónCoelvisa Edecañete Edelnor Electrocentro Electronoroeste Electronorte
Electro Oriente
Electro Puno
ElectrosurElectro Sur
EsteElectro Sur
MedioElectro Ucayali
Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa TOTAL
602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 489 464 525 105,734 1 15,965 23 7,032 22 282 1,262 131,799
606. SUMINISTROS DIVERSOS 414 59,564 9,050 9,129 7,380 8,770 3,485 2,919 6,786 7,337 4,450 471 10,674 7,351 9,304 212 147,298
607. COMPRA DE ENERGIA 9,077 13,045 755,043 93,136 108,264 78,581 32,998 38,373 49,098 85,539 32,622 1,926 168,521 763,354 105,520 1,498 2,336,596
607.01. Compra COES 13,045 754,692 85,344 86,815 60,084 32,998 12,742 85,403 32,622 164,462 763,218 105,473 2,196,901
607.02. Compra Otros 9,077 7,792 16,276 16,070 38,373 36,355 1,926 3,049 1,498 130,416
607.03. Uso de Sistema de Transmisión 351 5,173 2,427 136 1,011 135 47 9,280
62. CARGAS DE PERSONAL 606 959 50,792 14,230 9,952 9,137 16,263 6,035 6,831 14,890 8,443 5,755 349 17,204 73,806 11,712 93 247,055
621. Sueldos 362 497 29,785 9,084 6,385 5,557 7,847 3,365 3,804 7,176 4,666 3,265 255 10,622 36,240 4,711 69 133,691
622. Salarios 11 5 50 1,737 1,804
623. Comisiones
624. Remuneraciones en Especie 72 60 131
625. Otras Remuneraciones 71 221 11,895 2,875 2,004 1,843 4,789 1,244 1,388 4,942 2,071 1,491 3,109 18,355 2,127 12 58,434
626. Vacaciones 19 55 737 532 573 1,085 340 218 1,066 544 311 1,113 6,975 716 4 14,287
627. Seguridad y Provisión Social 45 78 4,450 1,440 843 1,009 1,912 492 651 1,210 840 496 29 1,777 6,676 1,418 7 23,374
628. Remuneraciones del Directorio 85 101 91 93 103 5 158 84 718
629. Otras Cargas del Personal 109 108 4,661 84 182 154 545 494 679 404 200 90 1 425 5,559 919 1 14,615
63. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 4,226 2,756 98,203 26,032 21,554 16,710 25,514 4,324 4,246 11,064 9,314 5,172 311 45,051 87,979 16,677 252 379,384
631. Correos y Telecomunicaciones 209 58 1,056 1,211 725 413 580 201 387 407 420 402 40 1,594 1,341 274 6 9,323
632. Honorario, Comisiones y Corretajes 198 279 10,513 1,098 965 785 680 444 180 1,234 1,555 492 23 3,213 13,553 1,709 30 36,952
633. Servicios Encargados a Terceros 552 2,146 6,170 5,808 4,405 11,755 1,770 1,355 3,743 2,962 832 10,274 10,573 8,984 71,328
634. Mant. y Reparación de Activos 1,038 423 24,471 3,637 6,224 2,562 2,373 706 1,503 2,914 2,241 556 108 11,550 22,904 3,780 70 87,062
635. Alquileres 88 963 1,633 1,472 1,691 5,258 18 11 81 345 31 17 1,290 574 78 8 13,559
636. Electricidad y Agua 6 64 351 88 56 36 142 11 22 50 7 139 1 153 1,843 48 3,016
637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 84 80 7,872 589 321 220 284 183 93 351 206 186 71 738 1,318 366 8 12,968
638. Servicios de Personal 37 1,299 28,798 9,031 3,309 3,453 175 1,098 66 21 7,745 35,872 322 92 91,318
639. Otros Servicios 2,566 22,033 2,575 2,674 3,144 4,442 815 696 1,185 1,511 2,535 31 8,494 1,118 38 53,858
64. TRIBUTOS 482 276 15,237 2,901 2,663 2,090 3,059 731 944 1,718 1,791 884 44 4,681 17,821 2,692 28 58,042
641. Impuesto a las Ventas 281 8 6 18 60 1 1 374
643. Canones 188 105 66 164 9 37 8 216 150 945
644. Derechos Aduaneros
645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 456 478 330 1,264
646. Tributos a Gobiernos Locales 10 14 992 171 150 151 576 32 46 155 87 155 341 663 298 3,841
647. Cotizac. con Caracter de Tributo 872 9 22 18 48 650 19 1,426 23 25 57 7 3,176
648. Aportes D. Ley 25844 51 216 13,080 2,026 1,880 1,510 1,859 704 1,356 625 13 3,230 13,739 1,888 24 42,201
648.01. Cuota Gastos CTE 2,026 1,222 1,510 1,208 458 410 2,100 8,933
648.02. Cuota Gastos DGE 51 216 4,578 658 651 246 474 215 13 1,131 13,739 661 8 22,641
648.03. Cuota Gastos COES 8,502 882 1,227 15 10,627
649. Otros 421 46 12 43 22 14 412 23 116 100 315 104 6 836 3,419 348 5 6,241
65. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 399 322 7,862 2,179 1,300 1,331 4,095 902 672 2,847 876 1,284 59 3,922 8,487 2,191 29 38,759
651. Seguros 40 133 1,198 904 639 514 2,108 617 384 1,625 362 692 4 1,045 5,305 988 16,559
652. Regalías 1 1
653. Cotizaciones 6 6 275 17 15 6 24 3 6 22 14 19 135 365 42 1 956
654. Donaciones 1,065 2 1 175 231 1,474
655. Gastos Sindicales 4 67 1 43 14 129
656. Viáticos y Gastos de Viaje 284 5 773 454 226 672 181 82 581 93 121 21 1,018 217 131 4,857
659. Otros 70 178 5,323 481 190 586 1,223 100 200 577 393 451 33 1,549 2,370 1,031 29 14,782
68. PROVISIONES DEL EJERCICIO 674 3,656 120,566 26,243 14,559 12,062 15,813 8,595 7,300 20,309 12,317 4,955 297 35,515 84,743 18,585 22 386,212
681. Depreciación 639 4,145 125,966 20,679 11,544 9,660 13,266 8,135 7,073 18,929 11,237 4,461 273 32,930 79,557 16,243 12 364,748
684. Cobranza Dudosa 49 2,912 339 986 404 93 99 65 141 433 471 1,332 1,212 4 8,539
686. Compensación Tiempo de Servicios 36 58 2,938 961 701 600 1,029 360 990 591 384 24 1,144 4,250 727 7 14,802
689. Otras Provisiones -596 -11,249 4,263 1,328 1,397 1,426 163 249 56 110 971 -397 403 -1,877
TOTAL COSTO DEL SERVICIO 15,464 21,428 1,107,267 174,260 167,886 127,816 179,248 57,072 61,286 122,677 125,641 62,153 3,479 285,849 1,043,540 167,944 2,136 3,725,144
670. CARGAS FINANCIERAS 409 447 72,022 486 167 1,104 176 90 46 53,934 3,717 3 132,599
671. Intereses y Gastos de Préstamo 138 366 6,793 410 82 318 2 1,351 3,559 1 13,019
672. Intereses y Gastos de Sobregiros 3 340 4 347
673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 221 38,989 664 72 51,880 91,825
674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 1 1
675. Descuento de Pronto Pago 1 1
676. Pérdida por Diferencia de Cambio 4 81 2,732 29 2 88 80 1 702 32 3,750
677. Egresos Financieros DS 065-87 EF
678. Gastos por Compra-Venta de Valores
679. Otras Cargas Financieras 44 23,168 47 82 35 96 12 45 125 2 23,655
COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 15,873 21,875 1,179,288 174,260 167,886 127,816 179,734 57,239 62,390 122,853 125,641 62,242 3,525 285,849 1,097,474 171,661 2,138 3,857,744
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
139
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 10
GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMASISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO
NACIONALSISTEMAS AISLADOS
VARIACION - ACT. DE OPERACION 1,221,317 216,218 672,713 2,110,248 2,120,110 -9,863
Utilidad Neta 894,297 101,001 418,855 1,414,153 1,408,149 6,004
Ajustes al Resultado Neto 592,595 116,851 361,670 1,071,116 1,053,448 17,667
Depreciación del periodo 579,383 46,758 362,513 988,654 973,502 15,153
Beneficios Sociales 3,001 43 7,468 10,512 9,426 1,086
Otras Provisiones -28,359 39,701 57,240 68,582 67,153 1,429
Impuestos Diferidos 26,623 30,325 -67,240 -10,293 -10,293
Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 11,947 24 1,689 13,661 13,661
Más (Menos) -265,574 -1,634 -107,812 -375,021 -341,487 -33,534
Cuentas por Cobrar Comerciales 45,059 -4,603 -8,239 32,217 28,616 3,600
Cuentas por Cobrar Diversas 26,852 139 -33,329 -6,338 18,749 -25,087
Gastos Pagados por Anticipado -11,292 14,727 11,315 14,750 21,942 -7,192
Existencias -23,549 -1,042 6,483 -18,109 -18,038 -71
Tributos -87,140 2,974 -10,286 -94,451 -86,879 -7,572
Cuentas por Pagar -165,036 2,115 -43,087 -206,008 -200,873 -5,135
Cuentas por Pagar Diversas -59,887 1,848 22,053 -35,986 -43,158 7,173
Reservas
Beneficios Sociales -1,482 3 -2,213 -3,692 -2,694 -998
Cargas Diferidas 397 -594 2,641 2,444 696 1,748
Otros 10,503 -17,200 -53,151 -59,848 -59,848
VARIACION - ACT. DE INVERSION -366,408 -198,787 -479,369 -1,044,564 -1,036,959 -7,605
Activo Fijo -342,613 -10,383 -461,189 -814,185 -806,147 -8,038
Valores 23,526 -35 -6,089 17,402 17,402
Inversiones Intangibles -5,197 -190,733 -5,620 -201,551 -201,122 -429
Pago de obras de Contrib. Reembolsable
Remesas a Empresas Regionales
Desembolso para Estudios y Proyectos
Préstamos a Terceros
Otros -42,124 2,364 -6,471 -46,231 -47,093 862
VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -864,588 11,331 -157,496 -1,010,753 -1,024,117 13,364
Emisión de Acciones 29,658 -11,928 17,730 17,730
Emisión de Valores 153,492 96,092 249,584 249,584
Préstamos Bancarios -5,622 -51,435 163,444 106,388 106,388
Préstamos de Accionistas -200 10,000 9,800 9,800
Dividendos -826,582 -74,993 -245,784 -1,147,359 -1,147,267 -93
Transferencias M.E.M -2 -2 -2
Pago a cuenta de utilidades -2,000 -2,000 -2,000
Pago de C.T.S
Proveniente de Contrib. Reembolsables -10,189 -10,189 -10,189
Transferencia Filiales -3,034 -3,034 -3,034
Otros -59,842 -3,806 -168,023 -231,671 -245,129 13,458
VARIACION DEL EFECTIVO -9,679 28,762 35,847 54,931 59,034 -4,104
SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 1,125,711 117,142 208,874 1,451,727 1,440,428 11,300
SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 1,116,032 145,904 244,722 1,506,658 1,499,462 7,196
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR TIPO DE EMPRESA
Al 31 de Diciembre 2007
(Expresado en miles de Nuevos Soles )
140
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro N° 10Página 1
CONCEPTO Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa Egesur Electro Andes Electroperú Enersur San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total
VARIACION - ACT. DE OPERACION 40,306 9 223,611 114,535 89,994 35,350 224,242 28 11,827 63,199 81,079 277,026 30,053 7,663 2,690 19,707 1,221,317
Utilidad Neta 15,615 -1,158 183,803 73,191 42,382 19,698 145,267 48 1,355 58,974 153,854 186,038 18,453 13,162 6,333 -22,718 894,297
Ajustes al Resultado Neto 12,839 1,925 182,359 66,727 38,473 14,250 11,601 6,962 -695 145,187 69,140 13,169 5,922 3,616 21,120 592,595
Depreciación del periodo 16,507 1,875 198,460 17,237 37,027 13,799 43,889 6,032 15,825 116,355 68,930 12,790 5,922 3,616 21,120 579,383
Beneficios Sociales 50 547 451 314 1,429 210 3,001
Otras Provisiones -1,663 934 734 -24,646 616 -10,808 6,094 379 -28,359
Impuestos Diferidos -2,006 -16,747 37,421 -7,642 -5,713 21,309 26,623
Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo -288 12,069 166 11,947
Más (Menos) 11,853 -758 -142,551 -25,384 9,138 1,402 67,373 -20 3,510 4,920 -217,962 21,848 -1,569 -11,421 -7,259 21,306 -265,574
Cuentas por Cobrar Comerciales 4,236 -708 43,254 573 23,468 4,510 22,212 4,017 7,588 -50,933 -22,160 -118 -1,851 433 10,538 45,059
Cuentas por Cobrar Diversas 161 7,445 1,759 -6,412 -889 20,191 583 385 11,752 1,477 -1,136 -8,464 26,852
Gastos Pagados por Anticipado 964 -27 3,743 -1,582 169 115 -5,484 -9,700 -449 33 36 892 -11,292
Existencias 2,440 -6,958 -1,706 1,747 -493 -652 118 965 -270 -18,163 -588 11 -23,549
Tributos -115,674 -17,529 -1,091 -702 49,498 -493 -1,148 -87,140
Cuentas por Pagar -1,233 -22,655 3,116 7,433 1,785 969 -20 199 2,537 -177,457 9,356 2,252 -6,190 -183 15,056 -165,036
Cuentas por Pagar Diversas 3,285 -47,935 -32,987 -3,312 -793 24,256 -875 -6,670 17,613 1,266 -4,142 -2,931 -5,259 -1,403 -59,887
Reservas
Beneficios Sociales -50 -1,432 -1,482
Cargas Diferidas 397 397
Otros 2,000 3,862 -46 4,687 10,503
VARIACION - ACT. DE INVERSION -6,629 -9 -55,624 -20,753 -30,199 -21,357 -8,595 -716 -14,349 -13,794 -182,333 -2,135 -953 -3,300 -5,663 -366,408
Activo Fijo -5,507 -9 -82,260 -20,753 -21,015 -1,839 -6,506 -512 -14,341 -12,221 -169,681 -1,774 -532 -5,663 -342,613
Valores 26,636 394 -204 -3,300 23,526
Inversiones Intangibles -1,166 -2,089 -8 -1,572 -361 -5,197
Pago de obras de Contrib. Reembolsable
Remesas a Empresas Regionales
Desembolso para Estudios y Proyectos
Préstamos a Terceros
Otros 45 -9,184 -19,912 -12,652 -421 -42,124
VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -38,627 -236,012 -51,896 -39,943 -17,359 -477 -200 -61,973 -297,689 -96,161 -7,281 -16,969 -864,588
Emisión de Acciones 29,658 29,658
Emisión de Valores
Préstamos Bancarios -120,050 15,886 -59,887 204,432 -29,033 -16,969 -5,622
Préstamos de Accionistas -200 -200
Dividendos -28,519 -140,835 -37,782 -39,943 -17,359 -61,973 -235,802 -264,369 -826,582
Transferencias M.E.M
Pago a cuenta de utilidades -2,000 -2,000
Pago de C.T.S
Proveniente de Contrib. Reembolsables
Transferencia Filiales
Otros -10,108 -4,785 -30,000 -477 -36,224 21,752 -59,842
VARIACION DEL EFECTIVO -4,949 .0 -68,025 41,885 19,851 -3,366 215,170 28 10,912 -13,124 -230,405 -1,468 20,637 6,710 -610 -2,924 -9,679
SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 39,517 .0 97,107 49,788 124,952 31,508 116,778 7,689 48,015 430,332 135,759 18,034 6,785 4,091 15,357 1,125,711
SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 34,567 .0 29,082 91,673 144,803 28,142 331,947 28 18,600 34,891 199,928 134,291 38,671 13,495 3,481 12,433 1,116,032
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS GENERADORAS
Al 31 de Diciembre 2007
(Expresado en miles de Nuevos Soles )
141
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 10Página 2
CONCEPTO Eteselva Isa-Perú Redesur Transmantaro Rep Total
VARIACION - ACT. DE OPERACION 12,107 16,143 18,673 60,370 108,925 216,218
Utilidad Neta 3,841 8,805 8,501 30,004 49,849 101,001
Ajustes al Resultado Neto 10,177 5,705 9,411 30,599 60,960 116,851
Depreciación del periodo 10,177 5,817 9,404 16,547 4,813 46,758
Beneficios Sociales - 43 43
Otras Provisiones 6 3,030 36,666 39,701
Impuestos Diferidos -116 10,960 19,481 30,325
Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo -1 6 19 24
Más (Menos) -1,912 1,633 761 -232 -1,884 -1,634
Cuentas por Cobrar Comerciales 2,054 461 -294 -1,655 -5,170 -4,603
Cuentas por Cobrar Diversas 1,843 1,733 211 568 -4,217 139
Gastos Pagados por Anticipado -1,267 333 15,241 578 -158 14,727
Existencias -506 391 -928 -1,042
Tributos 3,608 -633 2,974
Cuentas por Pagar -4,221 -376 -730 513 6,929 2,115
Cuentas por Pagar Diversas -20 -518 721 -627 2,293 1,848
Reservas
Beneficios Sociales 3 3
Cargas Diferidas -594 -594
Otros 293 -17,493 -17,200
VARIACION - ACT. DE INVERSION -3,156 -57 -428 2,304 -197,449 -198,787
Activo Fijo -3,156 -47 -393 -60 -6,725 -10,383
Valores -35 -35
Inversiones Intangibles -10 -190,723 -190,733
Pago de obras de Contrib. Reembolsable
Remesas a Empresas Regionales
Desembolso para Estudios y Proyectos
Préstamos a Terceros
Otros 2,364 2,364
VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -11,113 -17,860 -14,064 -44,256 98,624 11,331
Emisión de Acciones -11,928 -11,928
Emisión de Valores 153,492 153,492
Préstamos Bancarios -7,306 -7,938 -14,064 -11,988 -10,139 -51,435
Préstamos de Accionistas
Dividendos -9,923 -20,340 -44,730 -74,993
Transferencias M.E.M
Pago a cuenta de utilidades
Pago de C.T.S
Proveniente de Contrib. Reembolsables
Transferencia Filiales
Otros -3,806 -3,806
VARIACION DEL EFECTIVO -2,162 -1,775 4,180 18,419 10,100 28,762
SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 7,335 13,448 32,953 19,162 44,244 117,142
SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 5,173 11,673 37,133 37,581 54,344 145,904
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS TRANSMISORAS
Al 31 de Diciembre 2007
(Expresado en miles de Nuevos Soles )
142
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 10Página 3
CONCEPTO Coelvisa Edecañete Edelnor Electro CentroElectro Noroeste
Electro NorteElectro Oriente
Electro Puno
ElectrosurElectro Sur
EsteElectro Sur
MedioElectro Ucayali
Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total
VARIACION - ACT. DE OPERACION 40 5,243 157,694 63,129 23,448 30,965 -10,309 9,112 9,542 47,019 8,775 6,535 335 92,618 197,774 30,717 75 672,713
Utilidad Neta 533 311 121,872 25,030 14,635 10,540 6,707 3,826 5,182 9,843 -10,253 -3,939 316 33,891 189,112 11,158 91 418,855
Ajustes al Resultado Neto -674 3,734 94,943 21,395 14,559 11,373 15,720 8,603 7,300 20,619 15,035 4,025 35,515 90,916 18,585 22 361,670
Depreciación del periodo -639 4,145 125,850 20,679 11,544 9,660 13,266 8,135 7,165 18,929 11,291 3,746 32,930 79,557 16,243 12 362,513
Beneficios Sociales -36 - 961 701 600 1,029 368 990 591 384 1,144 727 7 7,468
Otras Provisiones 133 15,559 -245 2,315 1,112 1,426 99 135 700 3,655 -105 1,441 29,396 1,615 4 57,240
Impuestos Diferidos -623 -47,697 -883 -18,037 -67,240
Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 79 1,231 380 1,689
Más (Menos) 181 1,198 -59,121 16,704 -5,747 9,053 -32,736 -3,317 -2,940 16,557 3,993 6,450 19 23,213 -82,254 973 -38 -107,812
Cuentas por Cobrar Comerciales 17,217 74 -30,146 6,043 -1,586 -1,471 542 -2,653 -738 1,474 2,211 2,575 3,781 -4,338 114 -1,322 -14 -8,239
Cuentas por Cobrar Diversas -160 -1,112 -4,587 -2,622 -1,073 381 -25,070 -536 4,645 300 -451 -6 -3,609 -264 852 -16 -33,329
Gastos Pagados por Anticipado -13 3,097 711 7,325 -7,193 -728 -298 530 -700 -609 542 7,884 766 2 11,315
Existencias -74 -494 8,768 -96 -2,704 -750 -63 -1,160 989 451 -3,207 3,727 722 2,456 -2,074 -8 6,483
Tributos -384 -786 843 -7,548 -2,425 -804 841 -24 -10,286
Cuentas por Pagar -18,158 2,383 6,514 17,767 825 5,336 -1,535 1,570 -5,155 21,002 4,482 -293 -3,608 14,044 -88,964 676 28 -43,087
Cuentas por Pagar Diversas -1,307 1,145 8,076 -5,230 -1,920 -1,178 7,327 2,968 -2,384 -3,926 1,659 1,437 -154 16,984 -2,677 1,234 22,053
Reservas
Beneficios Sociales -36 -941 -849 -380 -7 -2,213
Cargas Diferidas 396 1,748 497 2,641
Otros 2,686 -50,842 -589 -3,273 -1,132 -53,151
VARIACION - ACT. DE INVERSION -509 -2,349 -136,622 -46,568 -30,224 -10,319 -7,252 804 -8,822 -48,226 -10,334 -7,347 -330 -58,054 -92,541 -20,662 -14 -479,369
Activo Fijo -508 -2,349 -131,040 -45,091 -29,910 -10,319 -7,685 -9,173 -48,226 -10,113 -7,347 -330 -54,235 -98,544 -6,302 -14 -461,189
Valores -6,469 380 -6,089
Inversiones Intangibles -1 -5,582 -1,476 -429 6,469 -86 -221 -3,818 -475 -5,620
Pago de obras de Contrib. Reembolsable
Remesas a Empresas Regionales
Desembolso para Estudios y Proyectos
Préstamos a Terceros
Otros -314 862 804 58 6,478 -14,360 -6,471
VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO 597 -3,354 -23,276 -12,892 12,291 -15,494 13,458 -1,424 30 25,329 2,274 -28,263 -135,704 9,026 -94 -157,496
Emisión de Acciones
Emisión de Valores 89,341 6,751 96,092
Préstamos Bancarios 597 -320 83,370 21,500 2,291 -15,494 27,280 46,500 -2,280 163,444
Préstamos de Accionistas 10,000 10,000
Dividendos -91,427 -1,345 -19,778 -130,486 -2,656 -93 -245,784
Transferencias M.E.M -2 -2
Pago a cuenta de utilidades
Pago de C.T.S
Proveniente de Contrib. Reembolsables -4,559 -670 -4,960 -10,189
Transferencia Filiales -3,034 -3,034
Otros -100,000 -34,392 13,458 -754 1,375 -1,951 2,274 -54,985 -7,009 13,962 -168,023
VARIACION DEL EFECTIVO 128 -460 -2,204 3,669 5,515 5,152 -4,103 9,915 -704 -1,177 23,770 1,462 5 6,302 -30,471 19,081 -34 35,847
SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 267 943 18,809 6,749 3,453 1,788 11,179 17,881 6,990 43,597 5,205 635 10 7,207 62,984 21,067 111 208,874
SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 395 483 16,605 10,418 8,967 6,939 7,076 27,797 6,286 42,420 28,975 2,097 14 13,509 32,513 40,148 78 244,722
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Al 31 de Diciembre 2007
( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )
143
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 11
TOTAL
ACTIVO FIJOCentrales Térmicas
Centrales Hidraulicas
Comercialización Administración Total SubestacionesLineas Muy alta
TensionLineas Alta tension
Administracion TotalRedes Media
TensionRedes Baja Tension
Comercializacion Adminsitracion TotalTotal
Acumulado
ACTIVO FIJO BRUTO
Terrenos 57,925 46,287 97 4,744 109,052 29,948 73 100,804 459 131,284 46,035 2,734 31,264 44,939 124,971 365,307 Inmuebles 1,149,796 9,475,373 2,713 47,410 10,675,293 74,358 52 3,641 37,838 115,889 146,263 25,057 96,572 124,605 392,498 11,183,679 Maquinarias y Equipos 4,142,105 5,168,151 721 3,653 9,314,630 944,974 613,445 326,803 9 1,885,231 2,941,676 4,455,611 527,116 51,751 7,976,154 19,176,015 Muebles 7,795 6,496 2,021 27,818 44,130 9,777 2,645 258 1,197 13,878 13,445 12,449 27,496 25,802 79,192 137,200 Unidades de Transporte 12,136 38,807 139 17,063 68,144 9,729 568 275 10,571 20,197 10,996 15,336 17,133 63,662 142,378 Equipos Diversos 303,443 87,738 8,028 67,302 466,511 29,548 1,995 187 2,816 34,545 31,782 18,415 21,649 30,331 102,177 603,233 Otros 186,137 106,151 249 25,894 318,432 166,778 7,322 328,681 502,781 189,437 126,849 11,554 52,660 380,499 1,201,712 Total 5,859,339 14,929,003 13,968 193,883 20,996,192 1,265,111 625,532 760,942 42,594 2,694,179 3,388,834 4,652,113 730,986 347,221 9,119,154 32,809,525DEPRECIACION ACUMULADA
Inmuebles 211,541 2,929,949 1,933 10,345 3,153,767 24,913 4 17,745 32,800 75,462 29,754 7,871 23,810 38,489 99,923 3,329,153 Maquinarias y Equipos 1,803,916 2,898,114 340 1,416 4,703,786 372,328 227,942 97,520 7 697,797 1,297,553 1,700,339 245,888 36,800 3,280,580 8,682,163 Muebles 5,630 4,859 1,875 22,620 34,983 5,269 1,919 169 725 8,082 10,581 9,596 21,487 18,217 59,880 102,946 Unidades de Transporte 7,843 31,097 338 14,055 53,333 8,088 559 179 8,826 14,077 7,438 12,189 13,859 47,563 109,722 Equipos Diversos 96,996 53,238 4,005 47,690 201,930 9,653 1,018 173 1,275 12,119 15,744 9,848 13,531 17,581 56,703 270,752 Otros 2,530 1,397 2 3,929 36,268 79,382 115,651 376 179 384 939 120,519 Total 2,128,456 5,918,654 8,490 96,127 8,151,728 456,518 230,883 195,550 34,986 917,938 1,368,084 1,735,271 316,904 125,330 3,545,589 12,615,255ACTIVO FIJO NETO
Terrenos 57,925 46,287 97 4,744 109,052 29,948 73 100,804 459 131,284 46,035 2,734 31,264 44,939 124,971 365,307 Inmuebles 938,255 6,545,424 781 37,065 7,521,525 49,445 48 -14,105 5,038 40,427 116,510 17,186 72,762 86,116 292,575 7,854,527 Maquinarias y Equipos 2,338,189 2,270,037 381 2,237 4,610,844 572,646 385,503 229,282 3 1,187,434 1,644,123 2,755,272 281,227 14,952 4,695,574 10,493,853 Muebles 2,166 1,637 146 5,198 9,147 4,508 726 89 473 5,795 2,864 2,853 6,010 7,585 19,312 34,254 Unidades de Transporte 4,293 7,709 -199 3,008 14,811 1,641 8 96 1,745 6,120 3,558 3,147 3,273 16,099 32,655 Equipos Diversos 206,447 34,500 4,023 19,612 264,582 19,895 976 14 1,540 22,426 16,038 8,568 8,118 12,749 45,473 332,481 Otros 183,607 104,754 249 25,892 314,503 130,509 7,322 249,299 387,130 189,061 126,670 11,554 52,275 379,560 1,081,193 Total 3,730,882 9,010,349 5,477 97,755 12,844,464 808,593 394,649 565,392 7,608 1,776,241 2,020,751 2,916,841 414,082 221,890 5,573,564 20,194,269
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
EQUIPOS DE GENERACION EQUIPOS DE TRANSMISION EQUIPOS DE DISTRIBUCION
CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOS Al 31 de Diciembre 2007
(Expresado en miles de soles)
144
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro Nº 11
Página 1
ACTIVO FIJO GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORASTotal
AcumuladoSEIN SA
ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 79 585 101 217 184 506 365 307 352 134 13 173 Inmuebles 10 493 899 7 004 682 777 11 183 679 11 063 144 120 535 Maquinarias y Equipos 8 960 918 577 038 9 638 060 19 176 015 18 894 898 281 117 Muebles 42 360 4 753 90 087 137 200 136 791 409 Unidades de Transporte 65 597 10 309 66 471 142 378 138 990 3 387 Equipos Diversos 456 681 23 620 122 933 603 233 592 816 10 417 Otros 282 950 476 839 441 923 1 201 712 1 168 019 33 693 Total 20 381 990 1 200 780 11 226 755 32 809 525 32 346 792 462 732DEPRECIACION ACUMULADA
Inmuebles 3 115 005 18 510 195 637 3 329 153 3 298 198 30 955 Maquinarias y Equipos 4 501 538 137 349 4 043 276 8 682 163 8 623 700 58 463 Muebles 33 459 3 401 66 086 102 946 102 531 415 Unidades de Transporte 51 284 8 766 49 672 109 722 107 971 1 751 Equipos Diversos 197 813 8 471 64 469 270 752 267 533 3 219 Otros 4 251 115 651 617 120 519 120 191 328 Total 7 903 349 292 148 4 419 759 12 615 255 12 520 123 95 132ACTIVO FIJO NETO Terrenos 79 585 101 217 184 506 365 307 352 134 13 173 Inmuebles 7 378 893 - 11 506 487 139 7 854 527 7 764 946 89 580 Maquinarias y Equipos 4 459 380 439 688 5 594 784 10 493 853 10 271 198 222 654 Muebles 8 902 1 351 24 001 34 254 34 260 - 6 Unidades de Transporte 14 313 1 544 16 798 32 655 31 019 1 636 Equipos Diversos 258 868 15 149 58 464 332 481 325 283 7 198 Otros 278 699 361 188 441 305 1 081 193 1 047 828 33 365 Total 12 478 641 908 632 6 806 997 20 194 269 19 826 669 367 600
Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
ACTIVO FIJO POR TIPO DE EMPRESAS Y SISTEMAS Al 31 de Diciembre 2007
(Monto expresado en miles de soles)
145
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro 12
A. Liquidez Razón Corriente = Activo Corriente/ Pasivo Corriente Prueba Acida = (Activo Corriente-existencias-gastos pagados por anticipado)/ Pasivo Corriente Liquidez Inmediata = Caja bancos / Pasivo corriente.B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación = (Total ingresos-otros ingresos)/ (Cuentas por cobrar comerciales(neto)+Cuentas por cobrar empresas del sector) Efectividad de Cobranza = 270/ RotaciónC. Solvencia Endeudamiento patrimonial = Total pasivo/ Patrimonio neto Cobertura de Interés = (Utilidad operativa+provisiones del ejercicio)/ (-Gastos financieros) Cobertura del Activo Fijo = Inmuebles, Maquinaria y equipo(neto)/ Patrimonio netoD. Gestión de La deuda Estructura (%) = Pasivo corriente/ Total Pasivo Servicio (%) = (-Gastos financieros ) / (Total Pasivo-Otros Pasivos- Ganancias diferidas -Provisión Beneficios Sociales) Cobertura (%) = (Utilidad operativa +Provisiones del ejercicio) / Deudas a largo plazo (parte corriente)E. Rentabilidad Bruta (%) = (Utilidad operativa+ Gastos de Comercialización +Gastos Generales y administrativos) / Inmuebles, Maquinarias y equipo (neto) Operacional (%) = Utilidad Operativa / Inmuebles, Maquinaria y Equipo(Neto) Neta (%) = Utilidad Neta / Inmuebles, Maquinaria y equipo (neto) Bruta ingreso(%) = (Utilidad operativa+ Gastos de Comercialización +Gastos Generales y administrativos) / Total Ingresos. Operacional ingreso %) = Utilidad Operativa / Total de Ingresos Neto ingreso(%) = Utilidad Neta / Total Ingreso Del Patrimonio (%) = Utilidad Neta / Patrimonio Neto GIR sobre Ventas (%) = (Utilidad Operativa+Provisiones del ejercicio) / (Total Ingresos- Otros Ingresos) GIR Sobre Activo Fijo (%) = (Utilidad Operativa+ Provisiones del Ejercicio) / Inmuebles,Maquinaria y equipo (neto) ROA (%) * = Utilidad Económica *(1)/ Total de Activos *(2) ROE(%) * = Utilidad Financiera*(3)/ Patrimonio Neto *(4) GIR sobre Patrimonio(%) = (Utilidad operativa+Provisiones)/Patrimonio NetoF. Gestión del Activo Fijo Eficiencia = (Total Ingresos- Otros Ingresos) / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Depreciación sobre Activo Fijo = Depreciación Inmuebles,Maquinaria y Equipo / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Dep. Acumulada sobre Activo Fijo = Depreciación acumulada Inmuebles,Maquinaria y Equipo / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Gtos. de Personal sobre Act. Fijo = Cargas de Personal / Inmuebles, Maquinaria y Equipo(Neto)G. Valor de Mercado Precio/Utilidad = Precio Contable por acción/ Utilidad por acción Valor en Libros = Patrimonio Neto/ Capital Social Valor de mercado/valor de libros = Precio por Acción/ Valor en Libros por Acción*(1) Utilidad Operativa, no considera los Gastos Financieros*(2) Activos del periodo *(3) Utilidad Operativa incluyendo Gastos Financieros
*(4) Patrimonio neto del periodo
Fuente: Osinergmin
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS
Al 31 de Diciembre 2007
Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería
Cuadro 13
Código Descripción Descripción TIPO Sistema
Corta MES AÑO
EM001 ELECTROSUR ELS distribuidoras SEIN 1 1993
EM002 TRANSMANTARO TRAN transmisoras SEIN 12 2000
EM003 EDELNOR EDLN distribuidoras SEIN 1 1994
EM004 LUZ DEL SUR LDS distribuidoras SEIN 1 1994
EM005 ELECTROCENTRO ELC distribuidoras SEIN 1 1993
EM006 ELECTRO SUR MEDIO ELSM distribuidoras SEIN 1 1993
EM007 SEAL SEAL distribuidoras SEIN 1 1993
EM008 ELECTRO SUR ESTE ELSE distribuidoras SEIN 1 1993
EM009 HIDRANDINA ELNM distribuidoras SEIN 1 1993
EM010 ELECTRONORTE ELN distribuidoras SEIN 1 1993
EM011 ELECTRONOROESTE ELNO distribuidoras SEIN 1 1993
EM012 ELECTRO ORIENTE ELOR distribuidoras SA 1 1993
EM013 EMSEMSA EMSE distribuidoras SEIN 1 1994
EM014 ELECTROPERU ELP generadoras SEIN 1 1993
EM015 EDEGEL EDGL generadoras SEIN 1 1994
EM016 ETEVENSA ETEV generadoras SEIN 1 1994
EM017 EGASA EGAS generadoras SEIN 1 1994
EM018 EGEMSA EGEM generadoras SEIN 1 1994
EM021 REDESUR REDE transmisoras SEIN 12 2000
EM022 ELECTRO UCAYALI ELUC distribuidoras SEIN 9 1995
EM023 EGEPSA EGEP generadoras SA 12 2000
EM024 EDECAÑETE EDCA distribuidoras SEIN 9 1995
EM025 COELVISA VILL distribuidoras SEIN 9 1995
EM026 SERSA SERS distribuidoras SA 9 1995
EM027 CHAVIMOCHIC CHAV generadoras SEIN 9 1995
EM028 CAHUA CAHU generadoras SEIN 9 1995
EM029 EGENOR EGEN generadoras SEIN 9 1995
EM030 EGESUR EGES generadoras SEIN 9 1995
EM032 ELECTRO PANGOA ELPA distribuidoras SA 12 2000
EM033 EEPSA EEPS generadoras SEIN 1 1997
EM034 ELECTRO ANDES ELAN generadoras SEIN 4 1997
EM035 ENERSUR ENER generadoras SEIN 4 1997
EM037 SHOUGESA SHOU generadoras SEIN 3 1998
EM039 SINERSA SINE generadoras SEIN 1 2000
EM040 SAN GABÁN SGBN generadoras SEIN 1 2000
EM041 ELECTRO PUNO ELEPUNO distribuidoras SEIN 1 2000
EM042 CNP ENERGÍA CNP generadoras SEIN 1 2000
EM043 ELECTRO TOCACHE ELTO distribuidoras SEIN 12 2000
EM044 EMSEUSA EMSU distribuidoras SA 12 2000
EM045 TERMOSELVA TSEL generadoras SEIN 5 2001
EM046 ETESELVA ETSE transmisoras SEIN 5 2001
EM048 ISA PERU S.A ISA transmisoras SEIN 10 2001
EM049 RED DE ENERGIA DEL PERU REP transmisoras SEIN 9 2002SISTEMA ELECTRICO
INTERCONECTADO NACIONALSEIN
SISTEMAS AISLADOS SA
Fuente: Osinergmin
Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía
Glosario de términos de las empresas eléctricasFECHA DE INICIO
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